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

Постановление Правительства Республики Казахстан от 19 июня 2013 года № 625
Об утверждении Электросетевых правил

Утратило силу в соответствии с постановлением Правительства РК от 21 августа 2015 года № 657

См. приказ Министра энергетики РК от 18 декабря 2014 года № 210 «Об утверждении Электросетевых правил»

В соответствии с подпунктом 23) статьи 4 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить прилагаемые Электросетевые правила.

2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней после первого официального опубликования.

Утверждены

постановлением Правительства

Республики Казахстан

от 19 июня 2013 года № 625

Электросетевые правила

1. Общие положения

1. Настоящие Электросетевые правила (далее - Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 23) статьи 4 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» и регулируют порядок пользования электрической сетью и организации управления единой электроэнергетической системой Республики Казахстан.

2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

1) балансовая принадлежность - участок электрической сети энергопроизводящей, энергопередающей организации и потребителя, принадлежащий им на праве собственности или ином законном основании;

2) граница балансовой принадлежности - точка (линия) раздела электрической сети между энергопроизводящей, энергопередающей организациями и потребителями в соответствии с их балансовой принадлежностью;

3) граница эксплуатационной ответственности сторон - точка (линия) раздела электрической сети между энергопроизводящей, энергопередающей организациями и потребителями, определяющая эксплуатационную ответственность сторон;

4) высокое напряжение - напряжение 1000 Вольт и выше;

5) генерирующая установка - устройство, вырабатывающее электроэнергию;

6) дублирующие (шунтирующие) линии электропередачи - линии электропередачи, включенные параллельно другим линиям электропередачи, по которым осуществляется передача электрической энергии и мощности с нормируемым качеством для обеспечения степени надежности, соответствующей категории по надежности электроснабжения;

7) единая электроэнергетическая система Республики Казахстан (далее - ЕЭС Казахстана) - совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей Республики Казахстан;

8) межрегиональные и (или) межгосударственные линии электропередачи - линии электропередачи напряжением 220 киловольт и выше, обеспечивающие передачу электрической энергии между регионами и (или) государствами;

9) национальный диспетчерский центр системного оператора (далее - НДЦ СО) - подразделение, входящее в структуру системного оператора, отвечающее за оперативное управление единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и надежность ее работы, включая балансирование и обеспечение качества электроэнергии;

10) национальная электрическая сеть (далее - НЭС) - совокупность подстанций, распределительных устройств, межрегиональных и (или) межгосударственных линий электропередачи и линий электропередачи, осуществляющих выдачу электрической энергии электрических станций напряжением 220 киловольт и выше, которые не подлежат приватизации и передаются национальной компании в порядке и на условиях, определяемых Правительством Республики Казахстан;

11) низкое напряжение - напряжение ниже 1000 Вольт;

12) нормальный режим работы ЕЭС Казахстан - установившийся режим работы, при котором работают все элементы электроэнергетической системы, предусмотренные при планировании режима, и обеспечивается электроснабжение всех потребителей электрической энергии в соответствии с условиями заключенных договоров;

13) останов - плановый или внеплановый вывод из работы генерирующих установок;

14) послеаварийный режим работы ЕЭС Казахстана - установившийся режим, возникающий после аварийного отключения поврежденного элемента электроэнергетической системы и продолжающийся до восстановления нормального режима работы;

15) потребитель - физическое или юридическое лицо, потребляющее на основе договора электрическую энергию;

16) пользователь сети - энергопроизводящая, энергопередающая организация и потребитель;

17) ПУЛ резервов мощности ЕЭС Казахстана (далее - ПУЛ) - резерв электрической мощности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей в случае непредвиденного выхода из строя генераторов, линий электропередачи или роста потребления;

18) «разворот с нуля» - пуск энергопроизводящей организации из консервации, резерва или после полного останова, восстановление электрической сети как единой электроэнергетической системы в кратчайшие сроки;

19) реактивная энергия - энергия, затрачиваемая на создание электромагнитного поля в цепях переменного тока;

20) региональная электрическая сеть - совокупность линий электропередачи и подстанций напряжением 110 киловольт и ниже, обеспечивающих передачу электрической энергии в пределах одной административно-территориальной единицы (области), а также между национальной электрической сетью и потребителями;

21) региональная электросетевая компания (далее - РЭК) - энергопередающая организация, эксплуатирующая электрические сети регионального уровня;

22) сальдо-переток электрической энергии - алгебраическая сумма значений приема/отпуска электрической энергии по определенной группе линий электропередачи, трансформаторов (сечению) либо по точкам коммерческого учета;

23) натурные испытания - испытания, проводимые путем создания воздействий на единую электроэнергетическую систему Республики Казахстан или на любую ее часть с целью изучения характеристик системы;

24) системный оператор - национальная компания, осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление, обеспечение параллельной работы с энергосистемами других государств, поддержание баланса в энергосистеме, оказание системных услуг и приобретение вспомогательных услуг у пользователей сети, а также передачу электрической энергии по национальной электрической сети, ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;

25) субпотребитель - потребитель, непосредственно присоединенный к электрическим сетям потребителя;

26) технические условия - технические требования, необходимые для подключения к электрическим сетям;

27) холодный резерв - суммарная располагаемая мощность незадействованных генерирующих установок обеспеченных топливом и готовая к работе;

28) централизованное оперативно-диспетчерское управление - осуществляемый системным оператором процесс непрерывного управления технически согласованной работой энергопроизводящих, энергопередающих, энергоснабжающих организаций и потребителей электрической энергии, обеспечивающий нормативный уровень надежности единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и соблюдение нормативного качества электрической энергии;

29) электрические сети - совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи, предназначенных для передачи электрической энергии;

30) электрическая станция (далее - электростанция) - энергетический объект, предназначенный для производства электрической энергии, содержащий строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;

31) электроустановка - совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения, потребления электрической энергии и/или преобразовании ее в другой вид энергии;

32) энергопроизводящая организация - организация, осуществляющая производство электрической энергии для собственных нужд и (или) реализации;

33) энергопередающая организация - организация, осуществляющая на основе договоров передачу электрической энергии;

34) энергоснабжающая организация - организация, осуществляющая продажу потребителям купленной электрической энергии;

35) уполномоченный орган - государственный орган, осуществляющий руководство в области электроэнергетики.

2. Порядок пользования электрической сетью

3. Пользователи сети (за исключением потребителей), планирующие подключиться к электрической сети или увеличить потребляемую (выдаваемую) электрическую мощность, осуществляют подключение в соответствии с процедурами, изложенными в настоящей главе.

Порядок присоединения потребителей к электрической сети осуществляется в соответствии с порядком пользования электрической энергией, предусмотренным законодательством Республики Казахстан.

4. Технические условия на подключение к электрической сети выдаются в случаях:

1) подключения пользователей сети, в том числе строительства дублирующих (шунтирующих) линий;

2) увеличения мощности пользователей сети;

3) изменения схемы внешнего электроснабжения/выдачи мощности пользователей сети.

5. Технические условия на подключение пользователей сети к электрической сети выдаются на основании «Схемы подключения пользователя», «Схемы выдачи мощности электростанции», которые разрабатываются специализированными проектными организациями, имеющими лицензию на соответствующую проектную деятельность.

Предпроектная документация (ТЭО) на строительство новых и изменение (реконструкцию, расширение, техническое перевооружение, модернизацию, капитальный ремонт) электроустановок содержит разделы «Схема выдачи мощности электростанции» или «Схема подключения пользователя».

Содержание «Схемы подключения пользователя», «Схемы выдачи мощности электростанции» указано в приложении 1 к настоящим Правилам.

«Схема подключения пользователя» согласовывается с соответствующей организацией (энергопередающей и/или энергопроизводящей), к сетям которой планируется присоединение пользователя.

«Схема выдачи мощности электростанции» согласовывается с соответствующей организацией (энергопередающей и/или энергопроизводящей), к сетям которой планируется подключение, системным оператором и утверждается уполномоченным органом.

6. После согласования «Схемы подключения пользователя» или утверждения «Схемы выдачи мощности электростанции» пользователь сети направляет заявку на получение технических условий в соответствующую организацию (энергопередающую и/или энергопроизводящую), к сетям которой планируется присоединение пользователя. Форма заявки приведена в приложениях 2-5 к настоящим Правилам.

7. После получения заявки соответствующая организация (энергопередающая и/или энергопроизводящая), к сетям которой планируется присоединение пользователя, выдает технические условия в срок, указанный в приложении 6 к настоящим Правилам. В технических условиях указываются:

1) адрес (месторасположение объекта);

2) точка подключения;

3) заявленная мощность;

4) требования, необходимые для подключения к электрической сети, в том числе по ее усилению (увеличение сечения провода линии электропередачи, увеличение трансформаторной мощности подстанции, реконструкция подстанции с установкой дополнительных ячеек и т.д.);

5) требования по организации, релейной защиты и автоматизации, противоаварийной автоматики, диспетчерского и технологического управления, учета электроэнергии, компенсации реактивной мощности;

6) срок действия технических условий.

8. В случае сомнений в обоснованности требований, указанных в технических условиях, пользователь обращается в экспертную организацию для проведения энергетической экспертизы. При обращении экспертной организации в энергопередающую (энергопроизводящую) организацию, по обращению пользователя, энергопередающая (энергопроизводящая) организация предоставляет все запрашиваемые сведения.

9. Разработка «Схемы подключения пользователя», «Схемы выдачи мощности электростанции» предпроектной, проектной документаций, выполнение мероприятий технических условий выполняются за счет средств пользователя.

10. Технические условия на подключение пользователей сети с заявленной мощностью свыше 10 МегаВатт к региональной электрической сети или энергопроизводящей организации согласовываются с системным оператором. Копии технических условий на подключение пользователей сети с заявленной мощностью 1-10 МегаВатт к региональной электрической сети или энергопроизводящей организации в течение одного месяца направляются для сведения системному оператору.

11. После выполнения требований технических условий проводятся комплексные испытания электроустановок, реализованных в соответствии со схемой подключения и выдачи мощности, по итогам которых государственной приемочной комиссией подписывается акт о приемке в эксплуатацию электроустановок. На основании акта производятся подключение пользователя и выдача мощности генерирующими установками в электрическую сеть энергопередающей организации.

12. Граница ответственности сторон между пользователями сети оформляется актами балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон.

13. Отключение генерирующих установок энергопроизводящей организации от электрических сетей производится энергопередающими организациями либо по указанию системного оператора при следующих обстоятельствах:

1) предупреждение надвигающейся угрозы для здоровья и безопасности людей или оборудования электроустановок;

2) аварии на электростанции или соединительном оборудовании;

3) невыполнение обслуживающим персоналом энергопроизводящей организации распоряжений энергопередающей организации или системного оператора;

4) ликвидация аварийных ситуаций и предотвращение ее развития;

5) обстоятельства непреодолимой силы.

14. Энергопередающая организация возобновляет подключение по распоряжению системного оператора и уведомляет орган по государственному энергетическому контролю (далее - Госэнергонадзор).

15. Проектирование и строительство дублирующих (шунтирующих) линий электропередачи и подстанций осуществляются с предварительного уведомления и согласования с уполномоченным органом, государственным органом, осуществляющим руководство в сферах естественной монополии и на регулируемых рынках, и системным оператором в следующем порядке:

1) пользователь сети при подаче заявки на подключение предполагаемых к строительству новых линий электропередачи, дублирующих (шунтирующих) существующие, уведомляет об этом электросетевую компанию, к сетям которой он был присоединен;

2) оформленная заявка на выдачу технических условий представляется пользователем сети/энергопередающей организацией системному оператору, который в течение 20 рабочих дней рассматривает и направляет ее с приложением своего заключения в уполномоченный орган и государственный орган, осуществляющий руководство в сферах естественной монополии и на регулируемых рынках;

3) полученные документы (заявка на выдачу технических условий и заключение системного оператора) рассматриваются уполномоченным органом и государственным органом, осуществляющим руководство в сферах естественной монополии и на регулируемых рынках, и принятое ими решение в течение 8 рабочих дней направляется системному оператору;

4) после получения вышеуказанного решения по вопросу строительства дублирующих (шунтирующих) линий электропередачи системный оператор в течение 10 рабочих дней извещает пользователя сети и электросетевую компанию о принятом решении.

3. Порядок организации управления ЕЭС Казахстана

16. Организация управления ЕЭС Казахстана включает в себя следующие основные процессы:

1) идентификацию электроустановок;

2) планирование ремонтов и рассмотрение заявок на отключение электроустановок, остановы генерирующих установок;

3) проведение натурных испытаний;

4) диспетчеризацию;

5) регулирование частоты и перетоков мощности;

6) выбор допустимых перетоков мощности;

7) регулирование напряжения;

8) осуществление переключений в электрической сети;

9) применение противоаварийной автоматики;

10) построение релейной защиты и противоаварийной автоматики;

11) локализацию и ликвидацию технологических нарушений;

12) обмен информацией о работе и/или событиях.

1. Идентификация электроустановок

17. Идентификация электростанций и электроустановок в точках подключения проводится в соответствии с рабочей схемой подключения, подготовленной для каждого участка сети в соответствии с балансовой принадлежностью.

18. Требования идентификации распространяются на следующих участников:

1) системного оператора;

2) энергопередающие организации;

3) энергопроизводящие организации, включая энергопроизводящие организации, присоединенные к региональной электрической сети;

4) потребителей с прямым подключением.

На пользователей, подключенных к сети низкого напряжения, требования данного пункта не распространяются.

19. Основные сведения по всем участкам с напряжением 35кВ и выше содержатся в регистре базы данных, который ведет системный оператор.

20. При подключении к электрической сети нового участка название данного участка, во избежание дублирования, согласовывается с системным оператором.

21. Если энергопередающая организация или пользователь сети планируют установить новые электроустановки на границе раздела балансовой принадлежности, они уведомляют других граничащих с ними пользователей сети о предлагаемой идентификации электроустановок.

22. Уведомление соответствующим пользователям сети делается в письменной форме не позднее, чем за восемь месяцев до предполагаемой установки электроустановок и содержит рабочую схему с указанием новой электроустановки и ее идентификации.

23. Получатели уведомления отправляют ответ в письменной форме в течение одного месяца после его получения с указанием своего согласия или несогласия с предлагаемой идентификацией, а также подтверждают, что электроустановка не дублирует идентификацию существующих электроустановок. Если предлагаемая идентификация неприемлема, в ответе указывается приемлемая идентификация.

24. Если энергопередающая организация и пользователи сети не могут прийти к соглашению, энергопередающая организация самостоятельно идентифицирует электроустановку, которая будет использоваться на данном участке, и уведомляет об этом пользователя сети.

25. Энергопередающая организация и пользователь сети оснащают табличками и наносят надписи на электроустановку с четким указанием ее идентификационных данных.

26. При внесении согласованных с системным оператором изменений в идентификационные данные существующего участка сети пользователь сети и энергопередающая организация оснащают новыми табличками и надписями идентифицированные электроустановки.

2. Планирование ремонтов и рассмотрение заявок на отключение

электроустановок, остановы генерирующих установок

27. Системный оператор и РЭК разрабатывают графики отключений линий электропередачи и электроустановок, остановы генерирующих установок электростанций, находящихся в соответствии с распределением электроустановок и линий электропередачи по способу диспетчерского управления.

28. Графики разрабатываются на основе предварительных заявок, при этом окончательные сроки и продолжительность отключений и остановов могут быть изменены системным оператором с учетом допустимого режима работы линий электропередачи и электроустановок, генерирующих установок электростанций, отключений и остановов в смежных энергосистемах, исключения ограничений энергоснабжения потребителей.

29. Годовые графики отключений линий электропередачи и электроустановок, остановов генерирующих установок электростанций разрабатываются на предстоящий год, месячные графики разрабатываются на предстоящий месяц с учетом утвержденных годовых графиков.

30. Сроки разработки, согласований и утверждения годовых графиков указаны в приложении 7 к настоящим Правилам.

31. Изменение годовых графиков ремонтов линий электропередачи и электроустановок не производится. Возникающие отклонения от утвержденных годовых графиков учитываются при формировании месячных графиков ремонтов и остановов. Изменение годовых графиков остановов генерирующих установок электростанций допускается в исключительных случаях по согласованию с НДЦ СО, региональными диспетчерскими центрами системного оператора (далее - РДЦ) с утверждением изменений в установленном порядке.

32. Отключение линий электропередачи и электроустановок, остановы генерирующих установок электростанций для проведения ремонта и технического обслуживания планируется в соответствии с требованиями Правил по технике безопасности при эксплуатации электроустановок, Правил технической эксплуатации электроустановок, инструкций заводов-изготовителей оборудования и аппаратуры электроустановок, а также исходя из их фактического технического состояния.

33. Заявка на отключение или останов электроустановок подается в сроки в соответствии с утвержденным НДЦ СО регламентом и должна содержать:

1) диспетчерское наименование линии электропередачи, подстанции или электростанции;

2) наименование оборудования электроустановок, аппаратуры, наименование и станционный номер генерирующей установки или оборудования электростанции;

3) мощность генерирующей установки (МВт);

4) продолжительность ремонта или останова;

5) дату и время начала и окончания отключения или останова;

6) время аварийной готовности;

7) планируемый объем работ.

34. Решения системного оператора по заявкам на изменение оперативного состояния оборудования электроустановок имеют следующую очередность:

1) аварийные заявки;

2) плановые заявки;

3) неплановый заявки.

35. В чрезвычайных ситуациях системный оператор предпринимает следующие меры:

1) передвигает, сокращает время или отменяет любое отключение в передающей системе, если по мнению системного оператора функционирование ЕЭС Казахстан подвергнуто риску;

2) дает указание на прекращение работ и возврат к нормальному режиму работы по единицам или единице оборудования электроустановок предприятия, в случае, если продолжение ремонта может повлечь за собой нарушение энергоснабжения, безопасности и надежности.

36. Пользователи сети извещают системного оператора о требовании по вынужденному останову любого элемента электрической сети, находящегося в соответствии с распределением оборудования электроустановок и линий электропередачи по способу диспетчерского управления в оперативном управлении или ведении системного оператора.

37. Положения данного раздела настоящих Правил применяются в равной мере к составлению графиков отключений в региональных электрических сетях.

3. Натурные испытания

38. Натурные испытания проводятся для определения технических характеристик ЕЭС Казахстана и/или энергообъединения стран СНГ и Балтии.

39. Натурные испытания делятся на три категории:

1) системные испытания ЕЭС Казахстана - испытания, проведение которых приводит к изменению режима работы ЕЭС Казахстана в целом или в нескольких регионах ЕЭС Казахстана и требует координации на объектах разного оперативного подчинения;

2) региональные натурные испытания - испытания, проведение которых приводит к изменению режима работы региональной электрической сети одного оперативного подчинения;

3) системные испытания энергообъединения стран СНГ и Балтии - испытания, проведение которых приводит к изменению режима работы энергообъединения стран СНГ и Балтии в целом или в нескольких энергосистемах энергообъединения, включая ЕЭС Казахстана.

40. Системные испытания ЕЭС Казахстана проводятся по инициативе системного оператора. Системные испытания энергообъединения стран СНГ и Балтии проводятся по инициативе системного оператора или одной из энергосистем энергообъединения стран СНГ и Балтии. Региональные натурные испытания проводятся по инициативе региональной сетевой компании.

41. В зависимости от категории испытания соответствующий диспетчерский центр будет являться координатором испытаний, в обязанности которого входят:

1) разработка и согласование Программы проведения испытаний;

2) назначение задействованных в испытаниях электроустановок и диспетчерских центров;

3) руководство совместными действиями оперативно-диспетчерского персонала задействованных в испытаниях электроустановок и диспетчерских центров при проведении испытаний;

4) организация сбора и анализ зарегистрированных в ходе проведения испытания данных;

5) составление отчета о результатах проведенного испытания.

42. Программы проведения испытаний должны быть согласованы с задействованными диспетчерскими центрами.

43. Зарегистрированные на задействованных в испытаниях электроустановках и диспетчерских центрах в ходе проведения испытаний данные требуемого качества и объема должны направляться координатору проведения испытаний.

4. Диспетчеризация

44. Диспетчеризацию процессов производства, потребления, передачи электрической энергии в ЕЭС Казахстана осуществляет системный оператор.

45. Управление балансом мощности в ЕЭС Казахстана организуется на основании суточных графиков. Электростанции выполняют заданный суточный график нагрузки и вращающегося резерва. Потребители электрической энергии не превышают свой заявленный почасовой график потребления активной мощности.

46. Ведение режимов параллельной работы осуществляется на основе поддержания заданных суточным графиком сальдо межрегиональных и межгосударственных перетоков электрической энергии.

47. Потребители электроэнергии самостоятельно контролируют исполнение своих обязательств по выполнению суточного графика, как по потребляемой мощности, так и электроэнергии согласно заключенным договорам.

48. Энергопроизводящая организация самостоятельно контролирует поставку с шин электростанций электрической мощности и энергии соответствующего качества, согласно заключенным договорам, в соответствии с суточным графиком.

49. Оперативный контроль потребления электрической энергии в регионах (областях) производится самостоятельно диспетчерскими центрами энергопередающих организаций и РДЦ с учетом коррекции по частоте. Обо всех отклонениях от заданного графика дежурный персонал немедленно докладывает диспетчеру вышестоящего уровня оперативного управления.

50. При отклонении межгосударственного сальдо-перетока от задания в суточном графике по межгосударственным линиям электропередачи 1150 кВ, 500 кВ, 220 кВ системный оператор принимает необходимые меры по вхождению в заданный межгосударственный сальдо-переток.

51. Переход от одного значения мощности, заданного суточным графиком, к другому значению осуществляется не раньше, чем за 5 минут до конца часа и завершение - не позднее, чем через 5 минут после начала следующего часа.

52. Невыполнением суточного графика производства, потребления, сальдо-перетока электроэнергии считается отклонение фактической величины мощности от заданной в суточном графике в диапазоне, превышающем диапазон, определенный договором на оказание услуг по организации балансирования.

53. Нарушение суточного графика фиксируется на всех уровнях оперативного управления в оперативном журнале.

54. Системный оператор использует имеющиеся у него резервы электрической мощности для поддержания баланса электроэнергии в ЕЭС Казахстана и обеспечивает поддержание значений перетоков электроэнергии в соответствии с согласованными значениями. При недостатке резервных мощностей в ЕЭС Казахстана системный оператор принимает меры технического характера по ограничению потребления/генерации электроэнергии пользователей сети, допускающих нарушение суточного графика.

55. Диспетчерский резерв электрической мощности формируется следующими структурами:

1) ПУЛ резервов электрической мощности ЕЭС Казахстана;

2) балансирующий оптовый рынок электрической энергии;

3) рынок системных и вспомогательных услуг.

56. Резерв мощности, представляемый ПУЛом, формируется на основании ежедневно разрабатываемой классификационной таблицы в установленном инструкциями порядке.

57. При возникновении непредвиденных ситуаций, связанных со снижением выработки электростанций, системный оператор своим распоряжением вводит в действие резервы электрической мощности в установленном порядке. Факт использования резервной балансирующей мощности регистрируется в оперативном журнале системного оператора.

58. Системный оператор дает указания в форме оперативных распоряжений для выполнения установленного суточного графика перетоков мощности, потребления и производства.

59. Получив распоряжение, подчиненное оперативное лицо повторяет его, а отдавшее распоряжение оперативное лицо контролирует правильность усвоения распоряжения. Оперативное лицо, получившее распоряжение, приступает к выполнению его лишь после того, как получит подтверждение от лица, отдавшего распоряжение.

60. Сразу по получению распоряжения в отношении определенной генерирующей установки энергопроизводящая организация официально подтверждает по телефону принятие распоряжения или обосновывает его непринятие. Распоряжение не принимается только в целях безопасности персонала или по причине неправомерности распоряжения.

61. При возникновении непредвиденных ситуаций, связанных с безопасностью производства работ или угрозой повреждения оборудования электроустановок, местный персонал немедленно сообщает об этом диспетчеру системного оператора по телефону.

62. При отдаче и исполнении распоряжений диспетчера оперативный персонал всех уровней управления руководствуется соответствующими нормативными документами в сфере электроэнергетики.

63. Если пользователь сети не может выполнить распоряжение, отданное системным оператором, он извещает об этом системного оператора немедленно по телефону.

64. Системный оператор подробно регистрирует обстоятельства, причины, принятые меры в оперативном журнале.

65. Оперативная связь между системным оператором и пользователями сети осуществляется по телефону. В случае отказа всех видов оперативной связи между системным оператором и пользователем сети, последний предпринимает попытки установить контакт с системным оператором. До восстановления связи пользователь сети поддерживает нагрузку в соответствии с заданием в суточном графике или последними распоряжениями системного оператора.

66. При исчезновении прямой телефонной связи заинтересованные стороны принимают все возможные меры для восстановления связи с помощью необходимых средств.

67. В случае отсутствия связи между НДЦ СО и РДЦ, применяется организация централизованного диспетчерского управления согласно инструкциям НДЦ СО.

68. В случае необходимости передачи управления от НДЦ СО к РДЦ, последний принимает на себя всю ответственность по выполнению диспетчерских функций в управляемом им регионе. Все пользователи сети региона выполняют распоряжения РДЦ.

69. После восстановления связи РДЦ сообщает НДЦ СО обо всех изменениях в системе, которые произошли за время отсутствия связи.

5. Регулирование частоты и перетоков мощности

70. Номинальная частота в ЕЭС Казахстана равна 50 Гц. При ведении режима для обеспечения норм качества электрической энергии частота в ЕЭС Казахстана должна находиться в пределах 50+0,2 Гц не менее 95 % времени суток, не выходя за предельно допустимые 50+0,4 Гц.

71. В нормальном режиме поддержание частоты и/или контрактного межгосударственного сальдо-перетока осуществляется посредством соблюдения пользователями сети утвержденного суточного графика.

72. Системный оператор в нормальном режиме осуществляет координацию действий по регулированию частоты или межгосударственного сальдо-перетока в ЕЭС Казахстана с частоторегулирующими объединениями других государств.

73. При возникновении технологических нарушений системный оператор предпринимает все необходимые меры в соответствии с настоящими Правилами по их ликвидации. Пользователи сети следуют инструкциям, выдаваемым системным оператором.

74. При аварийном снижении генерирующей мощности в ЕЭС Казахстана оперативный персонал энергопроизводящей организации, включая электростанции с генерирующими установками, подключенными к сети напряжением 10кВ и 35кВ, потребителей с прямым подключением к сети напряжением 35кВ и выше, под координацией системного оператора:

1) восстанавливает частоту или заданный межгосударственный сальдо-переток за счет мобилизации вращающегося резерва на тепловых и гидроэлектростанциях, в том числе и через ПУЛ;

2) разворачивает холодный резерв на электростанции, аварийно снизившей генерацию, или электростанциях, имеющих договор на взаимное резервирование, в том числе через ПУЛ;

3) при исчерпании резервов мощности вводит ограничения для потребителей нагрузки от производителя, аварийно снизившего генерацию;

4) восстанавливает электроснабжение ограниченных пользователей сети по мере разворота резерва.

75. В ЕЭС Казахстана организовываются нормированное и общее первичное регулирование, вторичное и третичное регулирование частоты и перетоков, включающие в себя:

1) размещение необходимых резервов регулировочной мощности;

2) управление текущим режимом энергосистемы путем осуществления автоматического (или оперативного) вторичного регулирования, а также оперативное поддержание необходимой величины и размещения резервов первичного и вторичного регулирования.

76. Первичное регулирование частоты осуществляется в меру имеющихся возможностей всеми электростанциями в зависимости от характеристик регуляторов скорости турбин, заданных техническими правилами, при поддержке системами регулирования производительности котлов и в соответствии с действующими нормативами, с целью сохранения энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты.

77. Нормированное первичное регулирование осуществляется выделенными электростанциями (энергоблоками) нормированного первичного регулирования, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными характеристиками (параметрами) первичного регулирования.

78. Для целей нормированного первичного регулирования привлекаются электростанции, удовлетворяющие требованиям системного оператора. Все электростанции, не выделенные для нормированного первичного регулирования, участвуют в общем первичном регулировании. В исключительных случаях системный оператор дает временное разрешение на неучастие генерирующих установок в регулировании частоты в случае технических неисправностей или неустойчивой работы оборудования электроустановок.

79. Вторичное регулирование осуществляется путем изменения активной мощности, автоматически или оперативно, специально выделенных для этой цели электростанций для компенсации возникшего небаланса мощности, ликвидации перегрузки транзитных связей, для восстановления частоты и заданных внешних перетоков, и, как следствие, восстановления резервов первичной регулирующей мощности, потраченных при действии первичного регулирования.

80. Третичное регулирование осуществляется путем изменения мощности электростанций в целях восстановления вторичного резерва по мере его исчерпания.

81. Резерв мощности и время мобилизации нормированного первичного регулирования задает системный оператор.

82. Резерв мощности общего первичного регулирования должен составлять не менее 2,5% от общей располагаемой мощности электростанций ЕЭС Казахстана и распределяться между возможно большим количеством генераторов.

83. Зона нечувствительности общего первичного регулирования не должна превышать + 0,20 Гц. Статизм системы общего первичного регулирования на энергоблоках должен обеспечить выдачу всего заданного первичного резерва при отклонении частоты + 0,4 Гц.

84. Крутизна статической частотной характеристики ЕЭС Казахстана - величина первичной регулирующей мощности, возникающей в энергосистеме при определенном отклонении частоты, - определяется системным оператором на основе системных испытаний и мониторинга аварийных небалансов, при отсутствии таких данных принимается равной 4 % от величины потребления на 1 Гц (МВт/Гц).