Проект на 30

Реклама
Утверждены
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от «___» ___________ 2012 года
№ _____
Электросетевые правила
Раздел 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 доступа к
электрическим сетям, организации коммерческого учета электроэнергии,
управления работой Единой электроэнергетической системы, системное
регулирование и диспетчирезацию.
2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:
1) автоматизированная система коммерческого учета электрической
энергии - совокупность средств измерений и аппаратно-программного
комплекса для измерений, сбора, обработки, хранения и передачи данных учета
электрической энергии
2) владелец автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии - субъект оптового или розничного рынка электрической
энергии, имеющий на балансе автоматизированную систему коммерческого
учета электроэнергии, эксплуатирующий ее и несущий ответственность за нее;
3) владелец коммерческого измерительного комплекса учета
электроэнергии - субъект оптового или розничного рынка электрической
энергии, имеющий на балансе коммерческий измерительный комплекс учета
электроэнергии, эксплуатирующий его и несущий ответственность за нее;
4) высокое напряжение - напряжение 1000 Вольт и выше;
5)
генерирующая
установка
устройство,
вырабатывающее
электроэнергию;
6) госэнергонадзор – уполномоченный орган в области надзора и
контроля в сфере электроэнергетики;
7) данные коммерческого учета - данные, полученные от коммерческого
измерительного комплекса учета электроэнергии, и/или обработанные данные,
используемые для проведения коммерческих расчетов между участниками
рынка;
8) дублирующие линии электропередачи – линии электропередачи,
включенные параллельно другим линиям электропередачи, по которым
осуществляется передача электрической энергии и мощности с нормируемым
2
качеством для обеспечения степени надежности, соответствующей категории
электроснабжения субъектов рынка;
9) единая электроэнергетическая система Республики Казахстан совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций,
обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей
Республики Казахстан;
10) идентификационный код измерительного комплекса учета
электроэнергии - однозначно определяемый десятичный цифровой код из 18
символов для каждого комплекса коммерческого учета;
11) измерительный комплекс учета электроэнергии - оборудование,
необходимое
для
проведения
коммерческого/технического
учета,
расположенное в определенной точкой коммерческого/технического учета до
подключения к устройству сбора информации;
12) коммерческий измерительный комплекс учета электроэнергии совокупность средств измерительной техники (масштабных измерительных
преобразователей – трансформаторов тока и напряжения, автоматизированного
средства измерений - счетчика электроэнергии), соединенных между собой
линиями связи (вторичными цепями) в соответствии с технической и
нормативной документацией и образующих непрерывный путь прохождения
измерительного сигнала для измерения значения электроэнергии в
коммерческих целях и других электрических величин в точке учета;
13) коммерческий учет электрической и тепловой энергии - учет
электрической и тепловой энергии, необходимый для взаиморасчета между
сторонами по договорам купли-продажи и передачи электрической и тепловой
энергии;
14)
межрегиональные
и
(или)
межгосударственные
линии
электропередачи - линии электропередачи напряжением 220 киловольт и выше,
обеспечивающие передачу электрической энергии между регионами и (или)
государствами;
15) национальный диспетчерский центр системного оператора 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;
16) национальная электрическая сеть - совокупность подстанций,
распределительных устройств, межрегиональных и (или) межгосударственных
линий электропередачи и линий электропередачи, осуществляющих выдачу
электрической энергии электрических станций, напряжением 220 киловольт и
выше, не подлежат приватизации и передаются национальной компании в
порядке и на условиях, которые определяются Правительством Республики
Казахстан;
17) низкое напряжение - напряжение ниже 1000 Вольт;
3
18) нормальный режим работы единой электроэнергетической системы
Казахстана - 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;
19) оборудование и аппаратура - стационарное или подвижное
оборудование, в котором используются электрические проводники или его
части;
20) оператор рынка централизованной торговли электрической энергией организация, осуществляющая централизованные торги электрической
энергией, включая спот-торги электрической энергии;
21) определенная точка коммерческого учета – физическая точка линии
электропередач, в которой происходит переход права собственности на
электроэнергию;
22) оптовый потребитель – юридическое лицо с потребляемой
мощностью не менее 1 мегаВатт среднесуточной (базовой) мощности,
имеющий в наличии автоматизированную систему коммерческого учета,
систему телекоммуникаций, обеспечивающих их унификацию с системами,
установленными у системного оператора, и при необходимости региональной
электросетевой компании и имеющие доступ к национальной и, при
необходимости, региональной электрической сети;
23) оптовый рынок электрической энергии - система отношений,
связанных с куплей-продажей электрической энергии, функционирующая на
основе договоров между субъектами оптового рынка электрической энергии;
24) остановка - плановый или внеплановый вывод из работы
энергоустановки или оборудования;
25) первичное регулирование - быстрое действие (в течение 8-12 секунд)
регуляторов скорости вращения турбин электростанций, при аварийных
отклонениях частоты, осуществляемое при помощи генерирующих установок,
работающих в режиме свободного регулирования вырабатываемой мощности;
26) передача электрической энергии - услуга, оказываемая
энергопередающими организациями в соответствии с заключенными
договорами передачи электрической энергии;
27) переключение - коммутация оборудования и/или аппаратуры согласно
инструкции Системного оператора или энергопередающей организации, или
потребителя, на балансе которого имеется данное оборудование и/или
аппаратура;
28) пользователь сети – субъект рынка электрической энергии,
использующий электрические сети на договорной основе;
29) послеаварийный режим работы - установившийся режим,
возникающий после аварийного отключения элемента энергосистемы
(электрической сети) и продолжающийся до восстановления схемы
электроснабжения, предусмотренной для нормального режима работы;
4
30) потребитель - физическое или юридическое лицо, потребляющее на
основе договора электрическую и (или) тепловую энергию;
31) правила по технике безопасности при эксплуатации электроустановок
- обязательные правила для исполнения электросетевыми компаниями и
пользователями, обеспечивающие безопасность персонала, работающего на
оборудовании, подпадающего под действие этих правил, утвержденные в
установленном законодательством Республики Казахстан порядке.
32) прибор коммерческого учета - техническое устройство,
предназначенное для коммерческого учета электрической мощности,
электрической или тепловой энергии, разрешенное к применению в порядке,
установленном законодательством Республики Казахстан;
33) ПУЛ резервов мощности единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан (далее - ПУЛ) - некоммерческая организация,
учреждаемая на добровольной основе электростанциями и отдельными
оптовыми потребителями в целях формирования необходимого объема,
структуры и размещения резервов электрической мощности для обеспечения
бесперебойного энергоснабжения потребителей в случае непредвиденного
выхода из строя генераторов или линий электропередачи;
34) «разворот с нуля» - восстановление электрической сети как единой
электроэнергетической системы в кратчайшие сроки;
35) реактивная энергия - энергия, которая в цепях переменного тока
создает электромагнитные поля, что повышает коэффициент потребляемой
мощности в электроустановках;
36) региональная электрическая сеть - совокупность линий
электропередачи и подстанций напряжением 110 кВ и ниже, обеспечивающих
передачу электрической энергии в пределах одной административнотерриториальной единицы (области), а также между национальной
электрической сетью и потребителями;
37) региональная электросетевая компания - энергопередающая
организация, эксплуатирующая электрические сети регионального уровня;
38) реестр коммерческого учёта - реестр, содержащий информацию,
связанную с коммерческим измерительным комплексом учета электроэнергии.
Информация включает в себя тип и технические спецификации оборудования,
данные по проверке и калибровке, данные, относящиеся к конкретному участку
и так далее;
39) резерв замещения – резерв мощности, имеющийся на электростанции
для замещения вышедшей из работы генерирующей установки;
40) сальдо-переток электрической энергии - алгебраическая сумма
значений приема/отпуска электрической энергии по определенной группе
линий электропередач (сечению) либо по точкам коммерческого учета.
41) сбор данных коммерческого учета - процесс поиска, проверки и
обработки данных коммерческого учета;
5
42) системные испытания – испытания, проводимые путем создания
смоделированных или управляемых нестандартных или чрезвычайных
воздействий на единую электроэнергетическую систему Республики Казахстан
или на любую ее часть.
43) 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 субъектов оптового рынка электрической энергии, а
также передачу электрической энергии по национальной электрической сети, ее
техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;
44) событие - любое незапланированное происшествие в энергосистеме,
включая технологические нарушения;
45) событие системного значения - событие в энергосистеме одной
стороны, которое имело или может иметь серьезные и/или далеко идущие
последствия для энергосистемы другой стороны;
46) сторона - лицо или организация, участвующая в работе
электроэнергетической отрасли Республики Казахстан;
47) субпотребитель – потребитель, электроустановки которого
присоединены к сетям другого потребителя;
48) субъекты розничного рынка электрической энергии –
энергопроизводящие, энергопередающие, энергоснабжающие организации и
потребители электрической энергии;
49)
субъекты
оптового
рынка
электрической
энергии
энергопроизводящие, энергопередающие, энергоснабжающие организации,
потребители электрической энергии, системный оператор, оператор рынка
централизованной торговли электрической энергией;
50) суточный график производства-потребления электрической энергии утвержденный системным оператором документ, регламентирующий
почасовые величины производства и потребления электрической энергии на
каждые календарные сутки в соответствии с договорами по купле-продаже
электрической энергии, заключенными участниками оптового рынка на рынках
децентрализованной
купли-продажи
электрической
энергии
и
централизованной торговли электрической энергии;
51) Технические условия на присоединение электроустановок
пользователя к электрической сети – документ, определяющий объем
технических и организационных мероприятий, выполнение которых обеспечит
возможность присоединения электроустановок пользователя к электрической
сети;
52) точки коммерческого учета электрической энергии - согласованные с
Системным оператором измерительные комплексы учета электрической
энергии, входящие в состав автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии субъекта оптового рынка электрической энергии, и по данным
6
которых осуществляются финансовые взаиморасчеты на оптовом рынке
электрической энергии;
53) точка подключения потребителя - согласованная ближайшая точка
энергоснабжения, установленная между электросетевой организацией и
пользователем, которая отражается в акте раздела границ и балансовой
принадлежности;
54) трансформатор собственных нужд электростанции - трансформатор,
обеспечивающий энергоснабжение оборудования собственных нужд
электростанции;
55) управляющее воздействие противоаварийной автоматики автоматическое воздействие на оборудование по сигналу противоаварийной
автоматики (отключение-включение оборудования или нагрузки, загрузкаразгрузка оборудования и тому подобное) с целью выполнения возложенных на
противоаварийную автоматику задач;
56) устройство сбора и передачи данных - оборудование и программное
обеспечение, выполняющее сбор, хранение и передачу данных коммерческого
учета на верхние уровни автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии;
57) холодный резерв – суммарная располагаемая мощность обеспеченных
топливом и готовых к работе незадействованных генерирующих установок
электростанции;
58)
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;
59) эксплуатация электроустановок - запланированная деятельность,
относящаяся к эксплуатации энергосистемы;
60) Электрические сети - совокупность подстанций, распределительных
устройств и соединяющих их линий электропередачи, предназначенная для
передачи электрической энергии;
61) электрические станции (электростанции) - энергоустановка,
предназначенная для производства электрической энергии, содержащая
строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое
вспомогательное оборудование;
62) электросетевая компания - юридическое лицо, которое управляет и
эксплуатирует электрические сети на праве доверительного управления или
собственности;
63) электроустановка - совокупность машин, аппаратов, линий и
вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в
которых
они
установлены),
предназначенных
для
производства,
7
преобразования, трансформации, передачи, распределения электрической
энергии.
64) энергопроизводящая организация - организация, осуществляющая
производство электрической и (или) тепловой энергии для собственных нужд и
(или) реализации участникам рынка в сфере электроэнергетики;
65) энергопередающая организация - организация, осуществляющая на
основе договоров передачу электрической или тепловой энергии;
66) энергоснабжающая организация - организация, осуществляющая
продажу потребителям купленной электрической и (или) тепловой энергии;
3. В соответствии настоящими Правилами осуществляется:
1) доступ к электрическим сетям;
2) управление работой единой электроэнергетической системы;
3) организация коммерческого учета электроэнергии;
4) организация системного регулирования и диспетчеризации.
Раздел 2. Доступ к электрическим сетям
2.1. Выдача технических условий на присоединение электроустановок к
электрической сети
4. Все потенциальные пользователи сети желающие воспользоваться ее
услугами, но не имеющие физического подключения к ней, а также уже
подключенные пользователи, намеревающиеся увеличить потребляемую
(выдаваемую) электрическую мощность, осуществляют подключение в
соответствии с процедурами, изложенными в настоящем разделе.
Технические условия на присоединение электроустановок пользователей
сети к электрической сети выдаются в следующих случаях:
1) присоединения новых пользователей сети к электрической сети;
2) увеличения мощности пользователей сети;
3) изменение схемы внешнего электроснабжения/выдачи мощности
пользователей сети;
4) изменение категории пользователей сети по надежности
электроснабжения.
5. В случаях изменения владельца электроустановки новый собственник в
десятидневный срок с момента регистрации собственности уведомляет
энергопередающую и энергоснабжающую организацию о смене владельца.
6. Субпотребители, электроустановки, которых питаются от сетей
потребителей энергопередающей организации, технические условия получают
от потребителя по согласованию с энергопередающей организацией.
7. Для получения технических условий на присоединение к электрической
сети, пользователь сети подает письменную заявку в электросетевую компанию
или энергопроизводящую организацию к сетям которых планируется
8
присоединение пользователя сети. Заявка субпотребителя направляется
соответствующему потребителю. Форма заявки приведена в Приложениях 1-4
настоящих Правил.
При необходимости, от пользователя сети или субпотребителя может
быть запрошена дополнительная информация, необходимая для рассмотрения
вопроса выдачи технических условий.
8. Процедуры подключения и ориентировочные сроки их исполнения
указаны в Приложении 5 настоящих Правил.
9. Технические условия на подключение к электрической сети субъектов
мощностью 5 МегаВатт и более выдаются на основании «Схемы внешнего
электроснабжения потребителя», «Схемы выдачи мощности электростанции»,
которые разрабатываются специализированными проектными организациями,
имеющими лицензию на данный вид деятельности.
10.
Обязательный
объем
и
содержание «Схемы
внешнего
электроснабжения потребителя»:
1) обзор существующего состояния электроснабжения и перспективы
развития на 3(5)-10 лет;
2) электрические нагрузки потребителей 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.
Обязательный объем и 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);
9
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.
11.
Технико-экономическое
обоснование
на
строительство
электростанции должно включать раздел «Схема выдачи электрической
мощности». Этот раздел рассматривает различные варианты выдачи
электрической мощности и определяет количество линий электропередачи и
уровень напряжения, на котором электростанция имеет возможность
подключения к электрической сети. «Схема выдачи мощности электростанции»
в обязательном порядке согласовывается с системным оператором и
утверждается уполномоченным органом.
12. В технических условиях указываются:
1) наименование и месторасположение присоединяемого объекта;
2) заявленная мощность объекта;
3) категория объекта по надежности электроснабжения;
4) точка присоединения объекта;
5) требования необходимые для доступа пользователя к электрической
сети, в том числе обоснованные требования по усилению существующей сети в
связи с присоединением пользователя (увеличение сечения провода линии
электропередачи, увеличение трансформаторной мощности
подстанции,
реконструкция подстанции с установкой дополнительных ячеек и т.д.);
6) требования по организации:
- релейной защиты и автоматизации;
- противоаварийной автоматики;
- диспетчерского и технологического управления;
- учета электроэнергии;
- компенсации реактивной мощности;
7) срок действия технических условий, определяемый в соответствии с
требованиями СН РК 102-01 2008 нормы проектирования, СНиП РК 1.04.-03
10
2008 нормы продолжительности строительства, но не менее одного года.
13. В случае не согласия с техническими условиями пользователь
обращается за проведением независимой экспертизы технических условий в
уполномоченный орган в области надзора и контроля в сфере
электроэнергетики или экспертную организацию.
14. Выполнение требований технического условия обязательно для
пользователей сети и проектных организаций, которым поручается
последующая
разработка
проектной
документации
по
внешнему
электроснабжению. Все проектные работы выполняются за счет средств
пользователя сети. После разработки проектной документации пользователь
сети выполняет в полном объеме и за свой счет все мероприятия технического
условия.
15. Если пользователь сети с нагрузкой или выдачей 1-10 МегаВатт
подключается к региональной электрической сети или к энергопроизводящей
организации, электросетевая компания или энергопроизводящая организация,
собственник сети в течении одного месяца направляет для сведения
системному оператору копии технических условий. При подключении
мощности пользователя, превышающей 10 МегаВатт электросетевая компания
или энергопроизводящая организация, собственник сети согласовывают
технические условия с системным оператором.
16. Проектные решения потребителей по электроснабжению новых
предприятий, зданий, сооружений, их очередей, отдельных производств или
расширяемых и реконструируемых действующих объектов, в том числе
требующих изменения схемы внешнего электроснабжения предварительно
согласовывается с энергопередающей
организацией, к сетям которой
присоединен потребитель, на предмет соответствия требованиям, указанным в
технических условиях. Согласование проектных решений потребителя
осуществляется энергопередающей организацией в течении двадцати рабочих
дней.
17. Проектирование и строительство дублирующих (шунтирующих)
линий электропередачи и подстанций осуществляются с предварительного
уведомления и согласования с уполномоченным органом, с государственным
органом, осуществляющим руководство в сферах естественной монополии и на
регулируемых рынках и системным оператором.
Выдача технических условий на присоединение дублирующих линий
электропередачи осуществляется только на основании согласования
уполномоченного органа и государственного органа, осуществляющего
руководство в сферах естественной монополии и на регулируемых рынках в
следующем порядке:
1) пользователь сети при подаче заявки на подключение предполагаемого
к строительству новых линий электропередачи, дублирующих существующие,
уведомляет об этом электросетевую компанию, к сетям которой он был
присоединен;
11
2) заявка на выдачу технических условий в обязательном порядке должна
содержать приложение, включающее:
для объектов 110 кВ и ниже - заключение регионального отдела
Госэнергонадзора, а также согласование государственного органа,
осуществляющего руководство в сферах естественной монополии и на
регулируемых рынках;
для объектов 220 кВ и выше - заключение Госэнергонадзора;
Оформленная в соответствии с требованиями подпунктов 1, 2 настоящего
пункта заявка на выдачу технических условий представляется пользователем
сети/электросетевой компанией Системному оператору, который в 20-дневный
срок рассматривает и направляет с приложением заключения в
уполномоченный орган и государственный орган, осуществляющий
руководство в сферах естественной монополии и на регулируемых рынках.
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
направляется Системному оператору.
После получения вышеуказанного решения по вопросу строительства
дублирующих линий электропередачи Системный оператор в 10-дневный срок
извещает пользователя электрической сети и электросетевую компанию о
принятом решении.
18. Сроки заключения Договора на оказание услуг, связанных с
электроснабжением
или
выдачей
мощности
пользователя
сети,
устанавливаются в соответствии с приложением 5 настоящих Правил.
2.2. Право собственности - коммерческие границы
19. Граница между правом собственности на активы электросетевой
компании, приборы и оборудование, а также связанное с ними оборудование
должно находиться на коммерческой границе, как это указано в
нижеследующих пунктах. Во всех случаях коммерческая граница будет точкой
подключения.
20. Электросетевая компания должна в месячный срок подготовить "Акт
о
разграничении
балансовой
принадлежности
и
разграничения
эксплуатационной ответственности" с графическими схемами электрических
соединений, показывающими согласованную с пользователем границу права
собственности. Изменения по договоренностям в отношении границ,
предложенные какой-либо из сторон, должны быть согласованы заранее и
отражены в соответствующих графических схемах электрических соединений.
21. Для действующих энергопроизводящих организаций коммерческая
граница находится на стороне высшего напряжения распределительного
12
устройства энергопроизводящей организации, в точках подключения линий
электропередачи, соединяющих их с электросетевыми компаниями.
22. Для вновь проектируемых энергопроизводящих организаций
коммерческая граница находится на стороне высокого напряжения цепей
повышающих трансформаторов генераторов.
23. При передаче электроэнергии между отдельными электросетевыми
компаниями или филиалами одной компании коммерческая граница
согласовывается совместно с электросетевыми компаниями.
24. При передаче электроэнергии между национальной электрической
сетью и региональными электрическими сетями коммерческая граница
находится на высоковольтной (низковольтной) стороне понижающего
трансформатора по договоренности электросетевых компаний.
25. По точке подключения между региональными электрическими сетями
коммерческая граница согласовывается совместно с владельцами региональных
электрических сетей.
26. Для пользователей, которые непосредственно подключены к
национальной электрической сети или региональной электрической сети,
коммерческая граница находится в соответствии с Договором на оказание
услуг.
27. В случае возникновения зависимости в каждом отдельном случае от
специфических условий на местах, плана распределительного устройства, типа
установок пользователя и т.д. при соблюдении общих правил, указанных выше,
то в Договоре на оказание услуг в каждой отдельной точке подключения
коммерческая граница указывается и при необходимости иллюстрируются
соответствующими графическими схемами электрических соединений.
28. Пользователь сети владеет всеми электроустановками на стороне до
точки подключения пользователя сети и обеспечивает безопасную работу и
техническое обслуживание этих активов, в соответствии с настоящими
Правилами и положениями Договора на оказание услуг.
29. Активы пользователя сети на участке подключения, оборудование по
межсетевому соединению, а также средства связи и снятия замеров и все
связанные с ними приборы и оборудование подробно обозначаются в Договоре
на оказание услуг.
30. Электросетевая компания владеет всеми электроустановками на
стороне от точки подключения. Электросетевая компания, если это применимо,
владеет, эксплуатирует и содержит подстанцию высокого напряжения на
участке подключения, а также совместно с системным оператором, если это
применимо, все другие активы подключения, которые могут потребоваться для
подключения к электрической сети.
31. Все расходы, связанные с новым подключением, оплачиваются
пользователем.
13
2.3. Принудительное отключение
32. Решения по принудительному отключению производственных
мощностей энергопроизводящей организации от электрических сетей
принимаются электросетевыми компаниями самостоятельно либо по указанию
системного оператора при следующих обстоятельствах:
1) для предотвращения и ликвидации аварийных ситуаций;
2) в соответствии с положениями настоящими Правил;
3) в соответствии с положениями соответствующего договора.
33. Во всех случаях отключения энергопроизводящей организации,
создается комиссия под руководством госэнергонадзора для рассмотрения
такого решения. Результаты решения комиссии передаются соответствующим
сторонам.
34. Энергопроизводящей организации не выдается компенсация за
потерянные доходы при принудительном отключении без предварительного на
то уведомления при следующих обстоятельствах:
1) предупреждение надвигающейся угрозы для здоровья и безопасности
людей или оборудования;
2) аварии на электростанции или на соединительном оборудовании;
3) невыполнение обслуживающим персоналом электростанции
распоряжений электросетевой компании или системного оператора;
4) ликвидации аварийных ситуаций и предотвращения ее развития;
5) обстоятельства непреодолимой силы.
35. После получения распоряжение от системного оператора на
возобновление подключения, электросетевая компания выполняет это
распоряжение и ставит в известность органы госэнергонадзора.
Раздел 3. Управление работой Единой электроэнергетической системы
3.1. Идентификация агрегатов и оборудования, названия объектов,
участков
36. Идентификация агрегатов электростанций, подстанций и
оборудования в точках подключения включает в себя рабочую схему,
подготовленную для каждого участка на своей стороне от границы раздела
балансовой принадлежности.
37. Требования распространяются на следующих участников:
1) системного оператора;
2) электросетевые компании;
3) энергопроизводящая организация, включая энергопроизводящие
организации, присоединенные к региональной электрической сети;
4) потребители с прямым подключением.
14
Для пользователей, подключенных к сети низкого напряжения требования
данного пункта не распространяются.
38. Основные сведения по всем участкам с напряжением 35кВ и выше
содержатся в регистре базы данных и за ведение и внесений изменений в него
несет ответственность Системный оператор.
39. При подключении к электрической сети новых участков названия
данных участков во избежания дублирования должны согласовыватся с
системным оператором. После согласования системный оператор присваивает
ему название.
40. Если электросетевая компания или пользователь сети планируют
установить новое оборудование на границе раздела балансовой
принадлежности, они уведомляют других граничащих с ними субъектов о
предлагаемой идентификации агрегатов и оборудования.
41. Уведомление соответствующим субъектам делается в письменной
форме не позднее, чем за восемь месяцев до предполагаемой установки
оборудования и содержать рабочую схему с указанием нового оборудования и
его идентификации.
42. 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 подтвердить, что она не
дублирует идентификацию существующих агрегатов и оборудования. Если
предлагаемая идентификация не приемлема, в ответе необходимо указать
приемлемую идентификацию.
43. Если электросетевая компания и другие субъекты не могут прийти к
соглашению, электросетевая компания самостоятельно идентифицирует
агрегаты и оборудование, которое будет использоваться на данном участке.
44. Пользователи запрашивают подробную информацию по системе
идентификации агрегатов и оборудования для планирования идентификации
своего оборудования и агрегатов на своей стороне от границы раздела
балансовой принадлежности.
45. Согласованная подробная идентификация агрегатов и оборудования
представляется системным оператором для включения в регистр базы данных.
46. Электросетевая компания и каждый пользователь осуществляют
изготовление табличек и нанесение надписей на оборудование с четким
указанием его идентификации.
47. Каждый субъект участка, включая электросетевую компанию, по
запросу любого другого субъекта предоставляет подробную идентификацию
агрегатов и оборудования на своей стороне от границы раздела балансовой
принадлежности.
48. Электросетевая компания и пользователи сети обеспечивают
соблюдение требований к идентификации установленного на своей стороне от
границы раздела балансовой принадлежности.
15
49. Пользователь сети и электросетевая компания, изменяющий
идентификацию своих агрегатов и оборудования, изготавливают и
устанавливают новые таблички и надписи на эти агрегаты и оборудование.
3.2. Планирование отключений оборудования в ремонт
50. Системный оператор согласовывает графики отключений линий
электропередачи
национальной
электрической
сети,
региональной
электросетевой компании и других пользователей, остановки генерирующих
установок электростанций в соответствии с передачей оборудования и
воздушных
линий
по
способу
диспетчерского
управления.
Энергопроизводящая организация, у которых генерирующие установки
подключены к региональной электрической сети, представляют свои данные
специализированным региональным электросетевым компаниям. Системный
оператор выполняет следующее:
1) пересматривает и координирует предварительные сроки отключения
линий электропередачи национальной и региональных сетевых компаний,
запланированных остановок для генерирующих установок и других
пользователей;
2) дает рекомендации, а также корректирует графики запланированных
остановок в течение года с целью соблюдения наиболее оптимальных режимов
выполнения запланированных графиков остановок.
51. Годовая программа остановок и техобслуживания включает в себя
график отключения линий электропередач, годовые графики остановок
оборудования электростанций, подстанций соответствующих пользователей.
Сроки, до которых представляются соответствующие графики, приведены
в приложении 6 к настоящим Правилам.
52. Системный оператор составляет запланированный годовой график
ремонтов в течение двух этапов. Предложения от пользователей электрической
сети на проведение отключений представляются системному оператору до 30
июня.
53. После сбора информации от энергоисточников, касающейся графиков
ремонтов основного оборудования электростанций до 1 сентября текущего
календарного года, системный оператор осуществляет режимную проработку
предполагаемых ремонтов и формирует сводный годовой график ремонтов
основного оборудования электростанций единой электроэнергетической
системы Республики Казахстан, находящихся в оперативном управлении или
ведении диспетчера Национального диспетчерского центра системного
оператора. Целью формирования данного графика является составление
прогнозного баланса электроэнергии и мощности в энергосистеме с учетом
рабочей мощности электростанций на предстоящий период. В графике
учитываются капитальные и средние ремонты основанного оборудования
16
электростанций. Утверждение и выдача данного графика производится в те же
сроки, что и график отключений линий электропередачи и электросетевого
оборудования.
54. Системный оператор при подготовке проекта графика обсуждает
любые разногласия, возникающие между участвующими сторонами. Второй
этап проводится после того, когда будет собрана вся информация до 1 сентября
текущего календарного года, касающаяся остановки генерирующих установок
и электрооборудования электростанций.
55. Заключительным этапом в данном процессе будет приведение в
соответствие согласованных отключений с сопредельными Республикой
Казахстан государствами, которые производятся до 15 декабря текущего
календарного года. После получения согласования системный оператор до 30
декабря текущего календарного года выдает окончательный утвержденный
график отключений.
56. При подаче заявки на остановку электросетевая компания или
пользователь сети представляют графики на основании следующей
информации:
1) требований к ремонту и техническому обслуживанию электросетевого
оборудования и аппаратуры;
2) требований к ремонту и техническому обслуживанию оборудования и
аппаратуры пользователя, а также оборудования, используемого для
подключения к электрической сети;
3) анализа фактического технического состояния оборудования и
аппаратуры, взаимосвязанного оборудования и проверки дефектов предыдущих
ремонтов.
57. Заявка включает в себя следующую информацию:
1) диспетчерское наименование рассматриваемого оборудования и
устройств электропередачи;
2) наименование и станционный номер рассматриваемой генерирующей
установки и/или оборудования электростанции;
3) диспетчерское наименование рассматриваемого распределительного
оборудования и аппаратуры;
4) диспетчерское наименование рассматриваемого непосредственно
подключенного оборудования и аппаратуры энергопотребителя;
5) рассматриваемая мощность (МегаВатт);
6) требуемая продолжительность остановки;
7) предпочтительная дата и время начала остановки или же предел дат и
времени начала остановки.
58. Системный оператор в соответствии с передачей оборудования и
воздушных линий по способу диспетчерского управления составляет до 31
августа текущего календарного года предварительный сводный годовой график
ремонтов, включающий только отключения линий электропередачи и сетевого
оборудования. После достижения предварительного соглашения системный
17
оператор, в соответствии с распределением оборудования и воздушных линий
по способу диспетчерского управления, после включения в график отключений
генерирующих установок и электрооборудования электростанций и
согласования отключений межгосударственных линий на следующий
календарный год, проводит его дальнейшую проработку для создания
предварительного графика остановок. Системный оператор предоставляет всем
электросетевым пользователям соответствующую часть предварительного
годового графика остановки не позднее 20 октября текущего календарного
года.
Предварительный годовой график основывается на следующих графиках:
1) годовой график остановки пользователей и электросетевых компаний;
2) годовой график отключения межгосударственной сети;
3) годовой прогноз нагрузки в соответствии с настоящими Правилами;
4) сведение до минимума ограничений.
59.
Системный
оператор
предоставляет
всем
пользователям
электрической сети соответствующую часть заключительного сводного
графика остановок на следующий календарный год не позднее 30 декабря
текущего календарного года. Даты остановки, указанные в заключительном
графике остановок, соблюдаются всеми пользователями и изменяются в
следующих исключительных случаях:
1) в случае опасных условий эксплуатации в отношении безопасности и
жизнестойкости электростанций (предполагаемый небаланс генерации или
другие технические/экономические причины);
2) в случае недостаточной мощности генерации для удовлетворения
прогнозируемой нагрузки;
3) в случае взаимного соглашения, достигнутого между системным
оператором и другой стороной;
4) форс-мажора.
60. Для обеспечения непрерывности и действенности утвержденного
годового графика ремонтов, все стороны предоставляют системному оператору,
не позднее 5 числа предшествующего месяца заявку на ремонт воздушных
линий и электросетевого оборудования, находящихся в управлении и ведении
диспетчера системного оператора по сети 500-1150 кВ, а также воздушных
линий 220 кВ, находящихся в ведении диспетчерских центров сопредельных
государств и не позднее 15 числа предшествующего месяца заявку на ремонт
остальных воздушных линий, электросетевого оборудования и оборудования
электростанций, который планируется начать в любое время в течение
следующего месяца. В таких заявках указывается балансы мощности по
региону в период остановки.
61. Заявка содержит следующую информацию:
1) объем работ и/или испытаний, которые планируется осуществить;
2) необходимая предварительная работа;
3) подтверждение того, что имеются все контракты и договора;
18
4) план проекта по выполнению данной работы и любые риски;
5) время восстановления при авариях и подтверждение того, что имеется
план, если это применимо;
6) подтверждение того, что все процедуры контроля качества и
безопасности были или будут выполнены.
После этого все стороны подтверждают требования по остановке как
минимум за семь дней до даты начала плановой остановки.
62. В случае неплановой остановки системный оператор использует
следующую приоритетность:
1) вынужденные и аварийные остановки;
2) плановые остановки;
3) остановки, не включенные в график плановых ежегодных остановок, но
срок извещения которых соответствует требованиям пунктов 210-211;
4) остановки, не включенные в график плановых ежегодных остановок,
срок извещения которых не соответствует требованиям пунктам 210-211 будут
обеспечиваться только в исключительных случаях.
63. Решения системного оператора по заявкам на остановку
оборудования имеют следующую приоритетность:
1) оперативные заявки;
2) месячные заявки;
3) годовой график .
64. Пользователь согласовывает последовательность остановки с
системным оператором.
65. После выпуска окончательного графика ежегодных остановок
энергопроизводящие организациии, электросетевые компании и другие
пользователи в случае изменения графика делают официальные запросы. Такие
запросы рассматриваются системным оператором, но разрешение не выдается,
если оно приведет к нарушению надежности и (или) качества
электроснабжения или дополнительным расходам, связанным с ограничениями.
66. В чрезвычайных ситуациях системный оператор предпринимает
следующие меры:
1) отсрочить, сократить время или отменить любую остановку в
передающей
системе,
если,
по
мнению
системного
оператора,
функционирование единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан подвергнуто риску. Системный оператор оперативно извещает все
стороны, вовлеченные в остановку и принимает меры по внеочередным
остановкам в кратчайшее время, удовлетворяющее все стороны;
2) дает указание на прекращение работ и вернуться к нормальному
режиму работы по единицам или единице оборудования предприятия, если
системный оператор считает, что продолжение ремонта может повлечь за собой
нарушение энергоснабжения безопасности и надежности.
67. Все пользователи извещают системного оператора о любом своем
требовании по вынужденной остановке любого элемента электрической сети.
19
68. Положения пунктов 57-67 применяются в равной мере к составлению
графиков остановок в региональных электрических сетях.
3.3. Системные испытания
69. В случае если предлагаемое системное испытание способно повлиять
на электрическую сеть другой электросетевой компании, необходимо
согласовать мероприятия по совместному проведению испытания.
70. Системные испытания включают, но не ограничиваются следующим:
1) анализ эффекта объединения энергосистем;
2) отключение нагрузки пользователей от сети при проведении частотных
испытаний;
3) анализ динамической устойчивости;
4) пуск электростанции из полностью обесточенного состояния.
71. Системные испытания не включают приемо-сдаточные проверки или
другие испытания меньших масштабов.
72. Системные испытания делятся на две категории:
1) системные испытания, которые влияют или могут влиять на
надежность, безопасность и качество электроснабжения и требуют участия
системного оператора.
2) системные испытания, выполняемые региональной электросетевой
компанией и пользователем или региональной электросетевой компанией и
другой региональной электросетевой компанией, где влияние системных
испытаний на местные распределительные системы будет ограничено.
73. Любая из сторон, требующая произвести испытание, которое может
являться
системным,
проводит
предварительные
переговоры
с
соответствующей электросетевой компанией. Электросетевая компания
определяет после переговоров с системным оператором необходимость его
участия в испытаниях и категорию системного испытания.
74. Сроки организационных мероприятий для проведения испытаний,
приведены в Приложении 7 к настоящим Правилам.
75. Системный оператор является общим координатором системных
испытаний. Системный оператор использует информацию представленную
пользователями электрической сети и определяет пользователей, которые могут
влиять на предлагаемое системное испытание.
76. Координатор испытания это лицо, назначаемое системным
оператором после обсуждения с инициатором испытания.
77. Системный оператор уведомляет пользователей электрической сети о
проведении системных испытаний, за пять месяцев до предполагаемой даты
испытания. Данное уведомление предоставляется пользователям, которые
могут быть затронуты данным системным испытанием.
20
78. Уведомление представляется в письменной форме и содержит
следующую информацию:
1) фамилия и должность координатора испытания;
2) организация, предлагающая системное испытание (инициатор
испытания);
3) тема и цели предлагаемого системного испытания, состав и состояние
оборудования пользователей, определенных системным оператором при
проведении испытаний;
4) приглашение каждому пользователю и уполномоченному органу для
определения в течение двух недель представителя соответствующей
квалификации для включения в состав группы испытаний.
79. Пользователи сети в течение двух недель письменно направляют
системному оператору вопросы или возражения по предлагаемому системному
испытанию и времени его проведения.
Если системный оператор не удовлетворяет запрос пользователя, в этом
случае пользователь решает его с уполномоченным органом до утверждения
системного испытания.
80. В случае, если инициатор испытания (системный оператор или
пользователь сети) просит о переносе сроков или отмене системного
испытания, то он ставит в известность общегокоординатора системного
испытания,
который в свою очередь сообщает установленное время
системного испытания.
81. Ответы на приглашения, отправленные системным оператором в
уведомлениях для комплектации группы испытаний, принимаются в течение
двух недель с момента их отправления. При получении списка кандидатур,
системный оператор формирует группу испытаний и объявляет всем
заинтересованным пользователям и инициатору испытания список группы
испытаний.
82. Группа испытаний созывается координатором по необходимости.
83. За три месяца до предлагаемого системного испытания группа
испытаний представляет уведомление организациям, вовлеченным в
проведение испытания со следующими данными:
1) техническую программу проведения системного испытания;
2) определение затрат (включая непредвиденные затраты) и передача их
между вовлеченными сторонами;
3) другие вопросы, которые группа испытаний считает необходимым
указать.
84. Уведомление о проведении испытания включает требования по
возмещению ущерба, возникшего из-за проведения системного испытания. Все
мероприятия технической программы системного испытания соответствуют
действующим нормативным документам в сфере электроэнергетики.
85. Техническую программу проведения системного испытания
утверждает уполномоченный орган. Техническая программа, включая
21
уведомление о предлагаемом испытании и уведомление о проведении
испытания, предоставляется уполномоченному органу для утверждения не
меньше чем за три месяца перед предполагаемым началом системного
испытания. За два месяца до предлагаемого системного испытания
уполномоченный орган выносит решение о проведении или не проведении
испытания.
86. После утверждения технической программы уполномоченным
органом группа испытаний разрабатывает рабочую программу проведения
системного испытания. Программа проведения предусматривает информацию,
обозначенную в уведомлении о проведении испытания, а также содержат
дополнительно следующее:
1) операции для проведения системного испытания, включая частоту
отключений оборудования и их длительность;
2) меры безопасности и надежности;
3) способ контроля проведения системного испытания;
4) список лиц, участвующих в проведении системного испытания.
Рабочая программа согласовывается со всеми заинтересованными в
испытании пользователями сети не позднее, чем за 6 недель до даты
проведения испытания.
87. Срок согласования рабочей программы проведения испытания всеми
пользователями сети составляет одна неделя.
88. Причинами для переноса или отмены системного испытания
являются, следующие факторы:
1) неблагоприятные погодные условия;
2) дефицит мощности;
3) высокий риск нарушения энергоснабжения.
89. Системное испытание не откладывается или не отменятся в
одностороннем порядке.
Системные испытания проводятся в соответствии с утвержденной
рабочей программой испытания.
90. По результатам системного испытания, системный оператор вместе с
инициатором испытания готовят письменный отчет в течение одного месяца
после завершения испытания. Члены группы испытаний подписывает отчет о
результатах системного испытания перед передачей его уполномоченному
органу для утверждения. Отчет содержит описание испытуемого
энергообъекта,
результаты
испытания,
выводы
и
рекомендации
задействованным сторонам.
91. Утвержденный отчет предоставляется задействованным сторонам членам группы испытаний. Передача отчета другим субъектам, а также
широкое распространение производится по согласованию с уполномоченным
органом и заинтересованными сторонами.
92. После утверждения отчета по системному испытанию группа
испытаний распускается.
22
93. Сроки проведения испытаний
приведены в Приложении 8 к
настоящим Правилам.
94. Для системных испытаний, проводимых региональной электросетевой
компанией или пользователем, которые могут повлиять на местные
региональные электрические сети, но не влияющие на национальную
электрическую сеть, региональная электросетевая компания или пользователь
согласовывают между собой назначение Координатора испытаний и членов
группы испытаний.
95. Региональная электросетевая компания осуществляет общее
руководство системным испытанием независимо от того, кто является
инициатором испытания.
96. Координатор испытания готовит предложение и уведомление,
которые содержат следующую информацию:
1) фамилия и должность координатора испытания;
2) наименование организации - инициатора испытания;
3) тема и цели предлагаемого системного испытания, состав и состояние
оборудования пользователей при проведении испытаний;
4) экономические и технологические последствия предлагаемого
системного испытания;
5) предложения по проведению системного испытания, включая рабочую
программу испытания;
6) передача затрат (включая непредвиденные затраты) между
задействованными сторонами;
7) другие вопросы, которые считает нужным решить координатор
испытания.
97. Региональная электросетевая компания согласовывает проведение
системного испытания.
98. Основанием для переноса или отмены являются, но не
ограничиваются, следующие факторы:
1) неблагоприятные погодные условия;
2) риск нарушения энергоснабжения.
99. Ни одна из сторон не отменяет проведение системного испытания
единолично по коммерческим причинам.
100. Системные испытания проводятся по утвержденной региональной
электросетевой компанией программе испытания.
101. Координатор испытания составляет письменный отчет в течение
одного месяца после завершения системного испытания. Региональная
электросетевая компания и пользователь сети совместно утверждают отчет по
системному испытанию.
102. Отчет включает описание испытуемого энергообъекта, результаты,
выводы и рекомендации задействованным сторонам.
103. Утвержденный отчет направляется системному оператору и в
уполномоченный орган для сведения.
23
Раздел 4. Коммерческий учет электроэнергии
4.1. Основные условия работы коммерческого учета
104. Пользователи сети обеспечивают по существующим оборудованиям
соответствие стандартным требованиям по точности подразделу 4.2.
настоящего раздела по коммерческому учету. №.
105.
Все
участники
рынка
имеют
микропроцессорные
многофункциональные счетчики электроэнергии, осуществляющие:
- измерения электроэнергии (активной и/или реактивной и/или полной)
путем интегрирования электрической мощности по времени;
- хранения информации в собственной памяти не менее 45 суток,
индикации и передачи внешним устройствам цифровых значений результатов
измерений за заданные интервалы;
- выполнение других функций (мониторинг входных электрических
величин, фиксация максимумов нагрузки, диагностика работы) определяемых
типом счетчика.
106. В целях осуществления взаиморасчетов для каждого присоединения
к сети необходимо выполнить следующие измерения электроэнергии за
каждый период времени, равный 15 минутам:
1) импорт (прием) кВт/ч;
2) экспорт (отдача) кВт/ч;
3) импорт (прием) кВар/ч;
4) экспорт (отдача) кВар/ч;
где:
Отдача электроэнергии - электроэнергия, перемещенная по линии
электропередач от шин энергообъекта к шинам смежного энергообъекта (для
энергообъекта, который отдает электроэнергию, принимается со знаком
«минус;
Прием электроэнергии – электроэнергия, перемещенная по линии
электропередач к шинам энергообъекта от шин смежного энергообъекта (для
энергообъекта, который принимает электроэнергию, принимается со знаком
«плюс»).
5) реактивная электроэнергия по квадрантам (Q1 – Q4). Рекомендованное
измерение, для сетей низкого напряжения не требуется.
Взаиморасчеты между субъектами рынка производится по сальдо
перетоку электрической энергии.
107. При невозможности установки коммерческого измерительного
комплекса учета электроэнергии со стороны высшего напряжения силового
трансформатора,
коммерческие
измерительные
комплексы
учета
электроэнергии могут устанавливаться со стороны низшего напряжения с
классом точности, соответствующим высшему напряжению трансформатора за
исключением нового строительства.
24
Субъект рынка, эксплуатирующий такие измерительные комплексы учета
электроэнергии, предусматривает их перенос на сторону высшего напряжения
при модернизации оборудования. Программа модернизации измерительных
комплексов учета электроэнергии представляется системному оператору.
4.2. Точность коммерческого учета
108. Счетчики учета электроэнергии должны соответствовать
требованиям:
1) ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) (класс 0,2S и 0,5S);
2) ГОСТ 30207-94 (МЭК 1036-90) (класс 1,0 и 2,0);
3) ГОСТ 26035-83 (применительно к характеристикам счетчика по
реактивной энергии).
Все измерительные трансформаторы тока должны соответствовать
требованиям ГОСТ 7746-2001.
Все измерительные трансформаторы напряжения должны соответствовать
требованиям ГОСТ 1983-2001.
4.3. Класс точности оборудования коммерческого учета
109. Субъекты оптового рынка электрической энергии предоставляют
системному оператору сертификаты уполномоченного органа в области
технического регулирования и метрологии об утверждении типа средств
измерений, свидетельства о соответствии измерительных комплексов учета
электроэнергии согласно требованиям настоящих правил (4.2. подраздел, 4
Раздел), паспорта-протоколы измерительных комплексов учета электроэнергии,
действующие свидетельства о поверке трансформаторов напряжения,
трансформаторов тока и счетчика электроэнергии.
110. Класс точности оборудования коммерческого учета для всех сторон
приведен в таблице 1 приложения 9 настоящих Правил.
111. Общая точность коммерческого учета приведена в таблице 2
приложения 9 настоящих Правил.
112. Общие требования по точности, для коммерческого учета энергии
участников рынка выполняются в определенных точках коммерческого учета.
113. Субъекты рынка, имеющие на своем балансе коммерческие
измерительные комплексы учета электроэнергии, эксплуатируют их и отвечают
за связанные с ними расходы.
114. Пользователь сети располагает фактическую точку коммерческого
учета как можно ближе к определенной точке коммерческого учета.
25
115. Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии
состоит из следующих элементов:
1) измерительных трансформаторов;
2) счетчиков учета электроэнергии;
3) линий связи между измерительными трансформаторами и счетчиками;
4) устройства сбора и передачи данных, при возможности сбора данных
по
кабельным
линиям
непосредственно
на
верхний
уровень
автоматизированной
системы
коммерческого
учета
электроэнергии
необязательно;
5) подсистемы связи;
6) базы данных автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии;
Измерительный комплекс учета электроэнергии состоит из подпунктов 1),
2) и 3) настоящего пункта правил.
116. Готовность к работе измерительных трансформаторов и комплекса
коммерческого учета составляет не менее 99% в год. Готовность к работе
линии связи составляет не менее 95% в год.
117. Технические характеристики измерительных трансформаторов и
связанных с ними элементов схем их подключения, включая дополнительные
нагрузки вторичных цепей, представляются системному оператору для
внесения их в реестр коммерческого учета.
118. Трансформатор тока устанавливается с минимальным по стандарту
классом точности (независимо от вторичного номинального тока
трансформатора тока).
119. Отдельная вторичная обмотка трансформатора тока предназначена
для измерений. Для присоединений с заземленной нейтралью трансформаторы
тока устанавливаются в трех фазах. Для точек учета линий электропередач
напряжением 220 кВ и выше выносные трансформаторы тока устанавливаются
в линиях электропередачи. До реконструкции энергообъектов или
модернизации точек учета, при условии наличия измерительных обмоток
трансформаторов тока соответствующих классов точности, допускается:
- использование трансформаторов тока, встроенных в выключатели;
- параллельное включение вторичных обмоток трансформаторов тока на
сумму токов.
120. Любые изменения значений дополнительной нагрузки вторичных
цепей осуществляются с предварительного уведомления системного оператора
и информация об измененных значениях дополнительной нагрузки вторичной
цепи передается системному оператору для обновления данных в реестре
счетчиков коммерческого учета.
121. Свидетельство о поверке трансформатора тока с указанием
погрешностей при общей рабочей нагрузке для каждого трансформатора тока,
используемого для измерений электроэнергии, представляются системному
оператору для внесения данных в реестр коммерческого учета.
26
122. Нагрузка вторичных измерительных обмоток трансформаторов тока
находится
в
пределах
значений,
нормированных
изготовителем
трансформаторов тока.
123. Трансформатор напряжения устанавливается с минимальным по
стандарту классом точности.
124. Вторичная цепь трансформатора напряжения, идущая к счетчикам,
выполняется отдельной кабельной линией. Падение напряжения в кабельной
линии не превышает 0,25% от номинального напряжения.
125. Любые изменения значений дополнительной нагрузки на
трансформаторе напряжения осуществляются с предварительного уведомления
системного оператора, и информация об измененных значениях
дополнительной нагрузки вторичной цепи передается системному оператору
для обновления данных в реестре коммерческого учета.
126. Свидетельство о поверке трансформатора напряжения с указанием
погрешностей при общей рабочей нагрузке для каждой обмотки
трансформатора напряжения, используемого для измерений электроэнергии,
представляются системному оператору для внесения данных в реестр
коммерческого учета.
127. Освидетельствование измерительных комплексов на соответствие
настоящим Правилам производится согласно «Правил освидетельствования
измерительных комплексов учета электроэнергии», утвержденных МЭМР
приказом от 06 июня 2007 года №142. 128. Нагрузка вторичных обмоток и
суммарная нагрузка трансформаторов напряжения не превышает значений,
нормированных изготовителем трансформаторов напряжения.
129. Каждая кабельная линия от трансформатора напряжения защищается
отдельным предохранителем. Такие предохранители располагаются как можно
ближе к трансформатору напряжения.
130. Если при проведении измерений в цепях учета в соответствии с
требованиями данного параграфа обнаружено, что установленные
измерительные трансформаторы не отвечают требованиям в полной мере, тогда
эти измерительные трансформаторы заменяются или устанавливаются
дополнительные, отвечающие следующим требованиям:
1) если измерительные трансформаторы имеют какие-либо нагрузки,
помимо тех нагрузок, измерение которых связано с вопросами взаиморасчетов
за электроэнергию, информация о значениях дополнительной нагрузки
передается системному оператору для внесения ее в реестр коммерческого
учета.
2) если нарушение работоспособности измерительных комплексов учета
электроэнергии, например, такое как отказ предохранителя трансформаторов
напряжения может привести к изменениям значений напряжений на счетчиках
коммерческого учета, устанавливается реле контроля напряжения.
Неисправность устраняется в течение 24 часов после обнаружения
повреждения. Сигнал о пропадании напряжения на счетчике передается
27
Системному оператору через автоматизированную систему коммерческого
учета электроэнергии.
131. Учет активной электроэнергии трехфазного тока на генераторах и
точках подключения к сетям 110 кВ и выше производится с помощью
трехфазных трехэлементных счетчиков, имеющих измерительные блоки в
каждой фазе.
132. Счетчики коммерческого учета реактивной энергии должны
соответствовать требованиям пунктов 110-111 настоящих правил.
133. Все счетчики коммерческого учета маркируются при помощи
специальных табличек. Данные по маркировке счетчиков коммерческого учета
и технические спецификации предоставляются системному оператору для
внесения в реестр коммерческого учета.
134. Электронные счетчики устанавливаются в точках учета низкого
напряжения. Для организаций не являющимися субъектами оптового рынка
электрической энергии, с интервалом сбора данных на верхние уровни
автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии в 1
календарный месяц, разрешается использовать счетчики, не имеющие
долговременного объема памяти. Применение таких счетчиков разрешается
только
вместе с устройствами сбора и передачи данных. Указанные
устройства сбора и передачи данных имеют долговременную память
достаточную для хранения всех измеренных величин подключенных к нему
счетчиков не менее 45 суток с интервалом отбора данных в 15 минут.
135. Предусматриваются программно-технические средства для выбора
интервала отбора данных, кратного 15 минутам.
136. Данные коммерческого учета электроэнергии передаются в
устройства сбора и передачи данных каждые 15 минут. При сбоях передачи
информации обеспечивается возможность сбора данных одновременно за
несколько 15-минутных интервалов.
137. Для каждого устройства сбора и передачи данных и связанных с ним
компонентов подсистемы связи обеспечивается источник бесперебойного
энергоснабжения или устройство гарантированного питания.
138. В случае прекращения энергоснабжения или попытки
несанкционированного доступа устройство сбора и передачи данных передает
выходной аварийный сигнал на вышестоящий уровень автоматизированной
системы коммерческого учета электроэнергии.
139. Для каждого из указанных ниже случаев обеспечиваются средства
контроля:
1) ошибки в работе счетчика и устройства сбора и передачи данных;
2) наличия или отсутствия электроснабжения;
3) проверки памяти;
4) неисправности цепей трансформатора напряжения;
5) доступа к командам запросов средств контроля счетчика и устройства
сбора и передачи данных.
28
140. Информация о любом из указанных выше отказов передается
системному оператору при помощи аварийного сигнала о событиях. Аварийный
сигнал
однозначно
идентифицируется
по
классификатору
событий,
местонахождению и времени инициирования.
141. Каждая автоматизированная система коммерческого учета
электроэнергии снабжается терминальным и модемным оборудованием
внутренней и внешней связи, который обеспечивает обмен данными при
выполнении местных и удаленных запросов.
142. Все участники обеспечивают выделенные каналы до провайдера сети
Интернет для обмена данными коммерческого учета с автоматизированной
системой коммерческого учета электроэнергии системного оператора.
Резервным каналом является коммутируемый канал до провайдера сети
Интернет.
143. Фактически используемые средства связи согласовываются
системным оператором. Обеспечение линией связи и расходы по ее аренде
несет участник рынка - владелец автоматизированной системы коммерческого
учета электроэнергии.
144. При вводе в промышленную эксплуатацию автоматизированной
системы коммерческого учета электроэнергии проводятся процедуры и
испытания в объеме, определенные «Правилами приемки автоматизированной
системы
коммерческого
учета
электроэнергии
в
промышленную
эксплуатацию», утвержденные приказом МЭМР от 06 июня 2007 года №142.
Метрологическому контролю подвергаются только средства измерений
измерительных комплексов учета электроэнергии.
145. Технические требования к формату передаваемых данных, протоколу
и средствам проверки ошибок и уровню безопасности определятся системным
оператором.
146. Все оборудование коммерческого учета пломбируется в
соответствии с действующей нормативной документацией в области
обеспечения единства измерений.
147. Компоненты коммерческого измерительного комплексов учета
электроэнергии и связанные с ними цепи от измерительных трансформаторов
должны быть надежными и безопасными. Измерительные обмотки
трансформаторов тока и трансформаторов напряжения подключаются к
счетчикам через испытательные блоки, позволяющие выполнять работы со
счетчиками без отключения линии электропередач. Испытательные блоки или
аналогичные
технические
средства
для
проведения
тестирования
располагаются по возможности на близком расстоянии к соответствующим
счетчикам коммерческого учета.
148. Участник рынка - владелец коммерческого измерительного
комплекса учета электроэнергии, заинтересованная электросетевая компания
и/или энергоснабжающая организация, системный оператор и организация,
осуществляющая коммерческий учет, имеет свободный доступ к
29
коммерческому измерительному комплексу учета электроэнергии для контроля
данных и проверки комплекса и его технического обслуживания и ремонта.
149. Организация, осуществляющая коммерческий учет, предоставляет
доступ к информации соответствующим участникам рынка, а также
системному оператору.
150. Каждый коммерческий измерительный комплекс учета
электроэнергии и его компоненты, параметры и рабочие характеристики точно
определяются и вносятся в реестр коммерческого учета. Все изменения
компонентов согласовываются с системным оператором и после завершения
работ, данные по ним незамедлительно представляются системному оператору.
151. Технические спецификации и схемы соединений коммерческого
измерительного комплекса учета электроэнергии определяются необходимыми
документами. Они содержат технические данные и установочные параметры
измерительных трансформаторов и счетчиков коммерческого учета.
152 Документы представляются организацией, осуществляющей
коммерческий учет и находятся у владельца определенной точки
коммерческого учета.
153. База данных коммерческого учета оптового рынка электрической
энергии хранит всю техническую, административную и физическую
информацию по всем точкам коммерческого учета. База данных коммерческого
учета состоит из двух частей: данные коммерческого измерительных
комплексов учета электроэнергии и данные автоматизированной системы
коммерческого учета электроэнергии.
154. Системный оператор осуществляет обновление, корректировку и
управление этой базой данных, он также отвечает за поддержание безопасности
и конфиденциальности при выполнении им управления, обработки,
корректировки и хранения данных.
155. Участник рынка по каждому своему комплексу коммерческого учета,
представляет все необходимые данные и технические спецификации, в
соответствии с требованиями пунктов 157-159, системный оператору, который
отвечает за проверку правильности информации и за хранение информации
счетчика коммерческого учета.
156. О каждом изменении компонента коммерческого измерительного
комплекса учета электроэнергии и каждом изменении схемы подключения
докладывается системному оператору для регистрации. Обновленные записи
данных коммерческого измерительного комплекса учета электроэнергии
проверяются и подтверждаются владельцем измерительных комплексов учета
электроэнергии и системным оператором.
157. Данные автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии в базе данных коммерческого учета субъектов оптового рынка
электрической энергии содержат следующую информацию:
1) владелец коммерческого измерительного комплекса учета
электроэнергии;
30
2) точное географическое месторасположение;
3) информация о контактных данных лиц, ответственных за
эксплуатацию
автоматизированной
системы
коммерческого
учета
электроэнергии.
Информация по установке приборов учета:
1)
идентификационные коды точек учета;
2)
производитель, тип, модель, серийный номер, год выпуска и класс
точности средств измерений;
3)
данные,
касающиеся
технических
и
метрологических
характеристик;
4)
информация, касающаяся испытаний, ввода в эксплуатацию,
включая сертификаты поверки, протоколы тестирования и даты;
5)
программа по замене устройств;
6)
графики поверки и тестирования, осуществления ремонта и, при
необходимости, обновленные сертификаты поверки. Дата последнего контроля
объекта, дата последнего
тестирования компонентов измерительных
комплексов учета электроэнергии и дата последней поверки компонентов
измерительных комплексов учета электроэнергии;
7) свидетельство о соответствии измерительных комплексов учета
электроэнергии Правилам с указанием погрешности:
Информация по обмену данными:
1) адреса и пароли для обмена данными коммерческого учета;
2) информация, касающаяся обеспечения связи, которая включает: тип
оборудования, технические спецификации, интерфейс и протокол связи;
3) информация о пользователях и их права доступа;
4) информация, касающаяся обеспечения безопасности, хранится в
защищенном месте.
158. Согласованные сторонами процедуры проверки достоверности и
замены данных включают:
1) алгоритмы;
2) методику сравнения данных;
3) альтернативные источники данных.
159. Каждый участник рынка представляет системному оператору по
каждой из своих точек коммерческого учета вышеприведенные данные в
следующих ситуациях:
1) при вводе в работу автоматизированной системы коммерческого
учета электроэнергии;
2) при установке нового коммерческого измерительного комплекса
учета электроэнергии;
3) внесении каких-либо изменений в коммерческий измерительный
комплекс учета электроэнергии.
31
160. Каждый комплекс коммерческого учета имеет идентификационный
код, который содержит восемнадцать десятичных разрядов. Структура
идентификационного кода следующая:
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
1-й разряд - код страны. Значение кода от «1» до «9», присваивается
системным оператором;
2-й разряд - код энергетической зоны. Значение кода от «1» до «9»,
присваивается системным оператором;
3-й, 4-й разряды - код области, города или энергоузла. Значение кода от
«01» до «99», присваивается системным оператором;
5-й разряд - код основной деятельности субъекта. Значение кода от «1» до
«9», присваивается системным оператором;
6-9 разряды - код признака субъекта. Значение кода от «0001» до «9999»,
присваивается системным оператором;
10-11 разряды - персональный код структурного подразделения субъекта.
Значение кода от «01» до «99», присваивается организацией, выполняющей
проект;
12-14 разряды - персональный код подстанции субъекта. Значение кода от
«001» до «999», присваивается организацией, выполняющей проект;
15-18 разряды - персональный код комплекса коммерческого учета
субъекта. Значение кода от «0001» до «9999», присваивается организацией,
выполняющей проект.
161. Данные коммерческого учета хранятся в базе данных коммерческого
учета. Данные коммерческого учета состоят из всех измеренных, рассчитанных
и хранимых значений коммерческого учета, которые используются для целей
взаиморасчетов и пользования электрической сетью.
162. Системный оператор осуществляет сбор данных коммерческого
учета дистанционным путем с использованием согласованного протокола
передачи данных, обеспечивает безопасность и сохранность их в базе данных
коммерческого учета для целей взаиморасчетов, а также для использования их
участниками рынка.
163. Интервал передачи измеренных данных коммерческого учета в базу
данных автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии
системного оператора согласовывается системным оператором в зависимости
от важности точек учета, для работы оптового рынка электроэнергии и не
превышающего 12 часов работы.
164. Владелец автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии обеспечивает надежность работы линии связи и дистанционной
передачи информации от измерительных комплексов учета электроэнергии
субъекта до автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии
системного оператора.
32
165. Данные коммерческого учета включают:
значения активной и реактивной энергии, полученные с комплексов
коммерческого учета;
значения, рассчитанные на основе первоначальных данных, которые
выполняются системным оператором;
подсчитанные, откорректированные данные в случае отсутствия данных
или в случае ошибочных данных.
166. Данные коммерческого учета собираются, обрабатываются, проходят
административную обработку и хранятся с обеспечением их безопасности и
конфиденциальности.
167. Данные хранятся в базе данных коммерческого учета в течение двух
лет в формате, обеспечивающем быстрый доступ в течение последующих трех
лет в архивном формате.
168. Системный оператор осуществляет проверку достоверности и замену
данных в случае ошибки или в случае отсутствия данных.
169. Когда проводятся испытания автоматизированной системы
коммерческого учета электроэнергии субъекта и при сборе ежедневных
данных, системный оператор выполняет следующие условия:
1)
сравниваются идентификационные коды точки учета с
предполагаемыми данными. Если они отличаются, данные не собираются,
подается сигнал сбоя и проводится расследование сбоя в соответствии с
пунктами настоящего параграфа;
2)
если в автоматизированной системе коммерческого учета
электроэнергии субъекта не доступна информация, информация не собирается,
системным оператором подается сигнал о сбое и проводится расследование
сбоя в соответствии с пунктами настоящего параграфа;
3)
если невозможно установить связь с автоматизированной системой
коммерческого учета электроэнергии субъекта, системным оператором
подается сигнал о сбое, и проводится расследование сбоя в соответствии с
пунктами настоящего параграфа;
4)
время и дата в автоматизированной системе коммерческого учета
электроэнергии субъекта сравниваются с предполагаемыми значениями. Если
время отличается более чем на 10 секунд и менее чем на одну минуту, время
устройства сбора и передачи данных корректируется системой сбора данных
коммерческого учета. Если время отличается более чем на одну минуту,
подается сигнал о сбое, и проводится расследование сбоя в соответствии с
пунктами настоящего параграфа;
5) сигналы, поданные автоматизированной системой коммерческого учета
электроэнергии субъекта, проверяются. Если какой-либо из них вызывают
сомнение, системным оператором подается сигнал о сбое и проводится
расследование сбоя в соответствии с пунктами настоящего параграфа.
33
170. Если системный оператор обнаруживает сбой в работе комплекса
коммерческого учета, он уведомляет сторону, владеющую комплексом
коммерческого учета в течение 24 часов после обнаружения сбоя.
171. В случае полного отсутствия данных коммерческого учета или
отказа коммерческого измерительного комплекса учета электроэнергии,
данные заменяются с использованием согласованных между сторонами
методов.
172. Если данные коммерческого учета не могут быть получены из
комплекса коммерческого учета, в течение времени, необходимого для
взаиморасчетов, тогда значения замещаемых данных подготавливаются
системным оператором с использованием метода, согласованного с
участниками рынка.
173. Если проверка комплекса коммерческого учета, проведенные в
соответствии с пунктами настоящего параграфа покажут ошибку не более чем в
1,5 раза превышающую допустимую погрешность, но это по обоснованному
заключению системного оператора не затрагивает какого-либо участника
рынка, то производить замены считываемых данных не требуется.
174. Если имеет место расхождение данных коммерческого
измерительного комплекса учета электроэнергии и данных базы данных
автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии, а доступа
к другим источникам данных для производства проверки нет, то данные
коммерческого измерительного комплекса учета электроэнергии считаются
доказательством, достаточным при отсутствии опровержения.
175. База данных коммерческого учета, которая содержит данные
коммерческого учета субъектов оптового рынка электрической энергии,
принадлежит системному оператору. Системный оператор предоставляет
данные коммерческого учета и данные счетчика коммерческого учета в ответ
на письменное предложение любой из сторон указанных ниже. Эта информация
предоставляется специально для подтверждения испытаний, разрешения
споров, поверки или любых других целей, которые системный оператор считает
приемлемыми.
176. Стороны, которые запрашивают данные:
1) сторона, владеющая соответствующим коммерческим измерительным
комплексом учета электроэнергии и эксплуатирующая его;
2) электросетевые компании в отношении всех коммерческих
измерительных комплексов учета электроэнергии в точках их подключения к
сети.
Для сторон, перечисленных в подпунктах 1) и 2), для обмена данными
обязательно наличие автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии, принятой в промышленную эксплуатацию.
177. В случае аварии всего или части комплекса коммерческого учета,
системный оператор в течение 24 часов уведомляет участника рынка и
организацию, ведущую коммерческий учет. После этого сторона, владеющая
34
комплексом коммерческого учета и эксплуатирующая его, устраняет сбой и
готовит комплекс к эксплуатации на полную мощность в течение следующих
периодов времени:
1) аварии затронувшей взаиморасчеты, комплекс коммерческого учета
снова готов к эксплуатации в течение 5 дней;
2) аварии не затронувшей взаиморасчеты (например, авария линий связи),
комплекс коммерческого учета снова готов к эксплуатации в течение 15 дней.
178. Во всех вышеуказанных случаях окончательное решение о
восстановлении эксплуатации принимает системный оператор.
179. Требования к хронометражу автоматизированной системы
коммерческого учета электроэнергии, включая счетчики коммерческого учета,
следующие:
1) время устанавливается в соответствии со среднеевропейским
временем (CET), которое на один час опережает Универсальное
скоординированное время (UTC). Не должно иметь места перехода на летнее
время;
2) период отсчета увязывается с точкой отсчета времени 00:00:00
часов в соответствии со среднеевропейским временем;
3) синхронизация базы данных автоматизированной системы
коммерческого учета электроэнергии проводится только посредством
интегрированного приемника системы передачи эталонных сигналов времени
и частоты (GPS, ГЛОНАСС, Galileo) или синхронизированного радиосигнала,
признанного эталонным в Республике Казахстан. Каждый цикл сбора данных
коммерческого учета проверяет собственное время счетчика и устройства
сбора и передачи данных в соответствии с пунктами настоящего параграфа и
подвергается необходимой корректировке;
4) синхронизация счетчика и устройства сбора и передачи данных
проводится путем синхронизирующего эталонного сигнала, как части сбора
данных коммерческого учета. Этот синхронизирующий эталонный сигнал
автоматически передается при каждом сборе данных коммерческого учета;
5) по каждому счетчику и устройству сбора и передачи данных общие
пределы погрешности по хронометражу, с учетом возможных сбоев
синхронизации в течение каждого периода сбора данных, находятся в пределах
0,1%. Данные коммерческого учета устанавливаются в пределах точности +/-1
секунда;
6) начало каждого периода отсчета находится в пределах ±1 секунда;
7) продолжительность каждого периода отсчета находится в пределах
точности ± 0,1% за исключением времени синхронизации, которая будет
происходить в этот период;
8) общие пределы погрешности по хронометражу, с учетом сбоя
коммуникации со счетчиком и/или устройства сбора и передачи данных в
период продолжительностью до 10 дней и соответствуют следующим
параметрам:
35
в отношении завершения каждого периода опроса в пределах ± 10 секунд;
в отношении длительности каждого периода опроса в пределах ± 0,1 %, за
исключением тех случаев, когда время синхронизации приходилось на период
опроса.
180. Электроустановки пользователей электрической сети оснащаются
необходимыми приборами коммерческого учета для расчетов за потребленную
электрическую энергию с энергоснабжающей организацией. Для учета
электрической энергии используются приборы учета, типы которых внесены в
Государственный реестр обеспечения единства измерений.
Все счетчики коммерческого учета проходят:
1) первичную поверку;
2) периодические поверки и тестирования.
Счетчики коммерческого учета испытываются на регулярной основе,
периодически проходят поверку и тестируются, в соответствии с интервалами,
указанными в настоящем параграфе.
Тестирование средства измерений - определение погрешности средств
измерений на месте установки и установление его пригодности к применению.
Класс точности эталонного счетчика, выше класса точности проверяемого
счетчика не меньше чем в два раза.
181. Поверки проводятся в соответствии с таблицей 3 приложения 9.
Дата и результаты всех поверок и тестирования предоставляются системному
оператору для внесения в реестр коммерческого учета. В случае необходимости
проводятся
специальные
дополнительные
испытания
помимо
запланированных.
182. Все измерительные трансформаторы проходят:
1) первичную поверку.
Измерительные трансформаторы разрешаются к применению Комитетом
технического регулирования и метрологии и поверяются до их ввода в
эксплуатацию, в соответствии со спецификациями и требованиями стандартов
Республики Казахстан. Подтверждение о проведении поверки представляется в
форме результатов испытаний, а также сертификатов поверки, удостоверяющих
соответствие измерительных трансформаторов их классу точности. Данная
информация предоставляются системному оператору для внесения ее в реестр
коммерческого учета.
2) Периодические поверки и тестирования.
Для
измерительных
трансформаторов
периодические
поверки
устанавливаются согласно описанию типа средств измерений, а при его
отсутствии – 1 раз в 12 лет, тестирование – 1 раз в 6 лет.
3) Все измерительные трансформаторы, перед освидетельствованием
измерительных комплексов учета электроэнергии на соответствие
электросетевых Правилах, имеют действующие свидетельства о поверке.
183.Тестирования автоматизированной системы коммерческого учета
электроэнергии проводятся в следующих целях:
36
1) определения разницы показаний данных между коммерческими
измерительными комплексами учета электроэнергии и базами данных
автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии. Разница
между показаниями счетчика и показаниями базы данных автоматизированной
системы коммерческого учета электроэнергии за расчетный интервал времени
не превышает 0,1 %. Если разница превышает эту величину, то составляется
акт и разрабатывается план мероприятий по устранению неисправности
автоматизированной
системы
коммерческого
учета
электроэнергии.
Тестирование проводится ежегодно для всех точек учета.
2) отсутствия повреждений либо преступного использования
коммерческих измерительных комплексов учета электроэнергии и связанного
с ними оборудования, в частности, пломб и клейм;
184. Все неполадки, обнаруженные при тестировании, представляются
незамедлительно Системному оператору, для проведения расследования
согласно пунктам настоящего параграфа.
185. В случае погрешности или обнаружения подозреваемой
погрешности, системный оператор начинает следующую процедуру:
1) в течение 24 часов информирует участника рынка, электросетевую
компанию и организацию, осуществляющую коммерческий учет;
2) в случае необходимости отдает распоряжение о сборе показаний с
местного счетчика коммерческого учета;
3) отдает распоряжение ответственному предприятию о расследовании и
устранении проблемы в соответствии.
186. Если испытание комплексов коммерческого учета или проверки
показывают погрешности более величины погрешностей, указанных в пунктах
настоящего параграфа, а системный оператор не определил, когда произошла
погрешность, тогда считается, что погрешность произошла в период между
временем успешного последнего испытания или успешной проверки и времени
обнаружения погрешности.
187. Если требуется какая-либо замена данных учета, как указано выше,
системный оператор предоставляет согласованную замену данных учета.
188. Все затраты на проектирование, установку, эксплуатацию,
техническое обслуживание, испытания, поверку и обновление систем
коммерческого учета, а также затраты на каналы связи и доступ к данным несут
владельцы комплекса и систем коммерческого учета, эксплуатирующие их.
189. Приемку в промышленную эксплуатацию проводят с целью
определения возможности интеграции автоматизированной системы субъекта
оптового рынка в единую автоматизированную систему оптового рынка
Республики Казахстан и установления соответствия автоматизированной
системы требованиям настоящих Правил. Организация работ по приемке
автоматизированной системы в промышленную эксплуатацию возлагается на
субъект оптового рынка, собственника автоматизированной системы (далее –
Собственник).
37
190. Приемку в промышленную эксплуатацию автоматизированной
системы субъекта оптового рынка осуществляет межведомственная комиссия, в
состав которой входят представители:
1) энергопередающей организации, к электрическим сетям которой
технологически присоединен Собственник;
2) смежных субъектов оптового рынка, имеющих общие с
Собственником границы балансовой принадлежности;
3) генподрядной (проектной) организации;
4) системного оператора;
5) иных организаций по усмотрению Собственника.
191. Собственник представляет межведомственной комиссии для
экспертизы комплект проектной, эксплуатационной м метрологической
документации на автоматизированную систему. При экспертизе документов на
автоматизированную систему межведомственная комиссия осуществляет
проверку документации на соответствие требованиям нормативных документов
и выдает заключение по ее результатам. Собственник устраняет недостатки,
указанные в заключении и сообщает членам комиссии о готовности к
проведению повторной приемки в промышленную эксплуатацию. При
отсутствии замечаний межведомственная комиссия оформляет акт о вводе в
промышленную эксплуатацию автоматизированной системы. Срок действия
Акта – четыре года.
192. Системный оператор регистрирует Акт в реестре систем
коммерческого учета электроэнергии.
Акт подтверждает готовность использования автоматизированной
системы как для внутренних коммерческих расчетов, так и для расчетов на
оптовом рынке.
193. Освидетельствование измерительного комплекса осуществляют
юридические лица (далее - Исполнитель), аккредитованные на право поверки
средств измерений, входящих в состав измерительного комплекса.
Организация работ по освидетельствованию измерительного комплекса
возлагается на субъекта оптового рынка электроэнергии, эксплуатирующий
измерительный комплекс.
194. Собственник представляет Исполнителю для экспертизы комплект
метрологической и технической документации на каждое средство измерений в
составе измерительных комплексов учета электроэнергии и на измерительный
комплекс в целом. При экспертизе документов на измерительных комплексов
учета электроэнергии Исполнитель осуществляет проверку документации на
соответствие требованиям нормативных документов, после чего выполняются,
при необходимости, экспериментальные исследования.
195. Каждый измерительный комплекс регистрируется в реестре
коммерческого учета оператора оптового рынка электрической энергии
Республики Казахстан и имеет идентификационный код в соответствии с
разделом 5 настоящих Правил.
38
Раздел 5. Системное регулирование и диспетчеризация
5.1 Диспетчеризация
196. Диспетчеризацию сторон оптового рынка электрической мощности и
энергии единой электроэнергетической системы Республики Казахстан
осуществляет системный оператор.
197. Системный оператор в своей деятельности руководствуется
нормативными документами в сфере электроэнергетики Республики Казахстан.
198. Системный оператор выполняет следующие функции:
1) передачу электрической энергии по национальной электрической сети
в соответствии с суточным графиком производства потребления
электроэнергии;
2) техническую диспетчеризацию режимов производства/потребления
электроэнергии в единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан;
3) взаимодействие с энергосистемами сопредельных государств по
управлению и обеспечению устойчивости режимов параллельной работы;
4)
организацию
балансирования
производства/потребления
электрической энергии в единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан регулирования электрической мощности (частоты) и резервирование
мощности;
5) составление фактического баланса производства/потребления
электроэнергии.
199. Участники рынка выполняют следующее:
Производитель (потребитель) электроэнергии, являющийся участником
оптового рынка электроэнергии, обеспечивает выполнение суточного графика
выработки (потребления) в соответствии с распоряжениями на его изменение,
выдаваемыми системным оператором;
Потребители - регуляторы, которые предоставляют услуги по
уменьшению нагрузки, соблюдаются условия своих соглашений и
придерживаются согласованных технических параметров до тех пор, пока они
не будут изменены по соглашению с системным оператором.
200. Системный оператор обеспечивает сохранность диспетчерских
инструкций в пригодном для использования электронном формате не менее,
чем в течение трех лет. Любой участник рынка вправе сделать заявку на доступ
к некоторой из всей сохраняемой в инструкциях информации. Доступ будет
разрешен только по согласованию с системным оператором в случае
обоснованности запроса.
201. Управление балансом мощности в единой электроэнергетической
системе Республики Казахстан организуется на основании суточных графиков.
39
Электростанции в нормальных условиях выполняют заданный суточный
график нагрузки и вращающегося резерва. Потребители электрической энергии
не превышают свой заявленный почасовой график потребления активной
мощности.
202. Ведение режимов параллельной работы осуществляется на основе
поддержания заданных суточным графиком сальдо межрегиональных и
межгосударственных перетоков электрической энергии.
203. Потребители электроэнергии самостоятельно контролируют
исполнение своих обязательств по выполнению суточного графика, как по
потребляемой мощности, так и по электроэнергии согласно заключенным
договорам.
204. Энергопроизводящая организация самостоятельно контролирует
поставку с шин электростанций электрической мощности и энергии
соответствующего качества, согласно заключенным договорам в соответствии с
суточным графиком.
205. Оперативный контроль за установленными суточными графиками
потребления электрической энергии в регионах (областях) производится
самостоятельно диспетчерскими центрами электросетевых компаний и
диспетчерскими центрами системного оператора, с учетом коррекции по
частоте. Обо всех вынужденных отклонениях от заданного графика дежурный
персонал немедленно докладывает диспетчеру вышестоящего уровня
оперативного управления.
206. Системный оператор использует имеющиеся у него объемы
генерации для поддержания баланса генерируемой нагрузки в единой
электроэнергетической системы Республики Казахстан и обеспечивает
поддержание значений перетоков мощности в соответствии со значениями,
согласованными в контрактах. Если электростанция или генерирующая
установка не соблюдает запланированные объемы генерации, системный
оператор принимает меры в соответствии с пунктами 206-208.
207. При отклонении межгосударственного сальдо-перетока от задания в
суточном графике по межгосударственным линиям электропередачи 1150 кВ,
500 кВ, 220 кВ более допустимой величины согласно договоров на
параллельную работу с энергосистемами других государств системный
оператор принимает необходимые меры по вхождению в заданный сальдопереток и вводит в действие механизм балансирующего рынка электроэнергии.
208. Системный оператор дает указания в форме оперативных
распоряжений для выполнения установленного суточного графика перетоков
мощности, потребления и производства участниками энергорынка.
209. 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.
40
210. 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 по соображениям
безопасности персонала или по причине неправомерности распоряжения.
211. При выдаче диспетчерских распоряжений необходимо учитывать
фактическое состояние работающего оборудования, его готовность к несению
нагрузки в соответствующее время и период года (суток).
212. При возникновении непредвиденных ситуаций, связанных с
безопасностью производства работ или угрозой повреждения оборудования,
местный персонал немедленно сообщает об этом диспетчеру системного
оператора по телефону.
213. При отдаче и исполнении распоряжений диспетчера оперативный
персонал всех уровней управления руководствуется соответствующими
нормативными документами в сфере электроэнергетики.
214. Системный оператор осуществляет разработку технических
мероприятий по регулированию реактивной мощности. Субъекты энергорынка,
получившие от системного оператора распоряжение на регулирование
реактивной мощности, осуществляют их реализацию точно в соответствии с
полученным распоряжением. Пользователи обеспечивают правильность
выполнения этих указаний.
215. Порядок регулирования напряжения в сетях и на электростанциях
разрабатываются на каждом уровне оперативно-диспетчерского управления, в
которых указываются все имеющиеся технические мероприятия (изменением
реактивной нагрузки, изменением ответвлений трансформаторов) по
регулированию напряжения на данном объекте (в сети).
216. Если пользователь не может выполнить распоряжение, правильно
отданное системным оператором, он извещает об этом системного оператора
немедленно по телефону.
217. В случае если пользователь не информировал системного оператора
о своей неспособности или отказе выполнения распоряжения, полученное от
системного оператора, системный оператор принимает принудительные меры
воздействия.
218. Системный оператор при оказании услуг по диспетчеризации вправе:
1) отдавать оперативные распоряжения, направленные на соблюдение
критериев устойчивости функционирования единой электроэнергетической
системы, качества электрической энергии и заданных суточным графиком
режимов производства-потребления электрической мощности и энергии,
которые соблюдаются для всех субъектов единой электроэнергетической
системы, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности;
2) принимать все меры по устранению возникающих дисбалансов
электрической энергии;
41
3) реализовать другие права системного оператора, как организации,
осуществляющей
оперативно-диспетчерское
управление
единой
электроэнергетической системы, определяемые Правилами организации и
функционирования оптового рынка электрической энергии Республики
Казахстан, настоящими Правилами;
4) вносить изменения в суточный график при угрозе снижения качества
электроэнергии, снижении запасов надежности и устойчивости. В случае, если
системный оператор предпринимает меры в соответствии с настоящим
подпунктом, системный оператор для целей аудита подробно регистрирует
обстоятельства и причины, принятых им мер. В случае подачи обоснованного
запроса каким-либо участником рынка или по просьбе (соответствующего
органа) системный оператор предоставляет письменный отчет.
219.
Системный
оператор
контролирует
передачу
нагрузки
электростанций и обеспечивает:
1) режим работы электростанций и ее контрактных потребителей на
основании суточных графиков;
2) переход от одного значения мощности заданного суточным графиком к
другому значению не раньше, чем за 5 минут до конца часа и завершение
позднее чем через 5 минут после начала следующего часа.
220. Невыполнением суточного графика производства, потребления,
сальдо-перетока электроэнергии считается:
1) отклонение фактической величины среднечасовой мощности от
заданного в суточном графике;
2) кратковременное отклонение фактической величины мощности от
заданного в суточном графике более чем на 5%.
221. Нарушение суточного графика работы должно фиксироваться на
всех уровнях оперативного управления в оперативном журнале.
222. Диспетчерский резерв электрической мощности формируется
следующими структурами:
1) ПУЛ резервов электрической мощности единой электроэнергетической
системы Республики Казахстан;
2) балансирующий оптовый рынок электрической энергии;
3) рынок системных и вспомогательных услуг.
223. Резерв мощности, представляемый ПУЛом, формируется на
основании ежедневно разрабатываемой классификационной таблицы, в
установленном инструкциями порядке.
224. При возникновении непредвиденных ситуаций, связанных со
снижением выработки электростанций, системный оператор своим
распоряжением вводит в действие резервы мощности в установленном порядке.
Факт использования резервной балансирующей мощности регистрируется в
оперативном журнале системного оператора.
225. Ввод резервов по распоряжению системного оператора необходимо
выполнять для скорейшего возвращения системы в рабочее состояние,
42
отвечающее нормальным стандартам ее безопасного функционирования и ни
при каких обстоятельствах система не работает в нарушение обычных
стандартов надежной и безопасной работы более 30 (тридцати) минут.
226. Оперативная связь между системным оператором и пользователями
осуществляется по телефону. В случае отказа всех видов оперативной связи
между системным оператором и пользователем, последний непрерывно
предпринимает попытки установить контакт с системным оператором. До
восстановления связи пользователь поддерживает нагрузку в соответствии с
заданием в суточном графике или последними распоряжениями системного
оператора.
227. Пользователь при отсутствии оперативной связи с диспетчером
самостоятельно предпринимает все меры по поддержанию частоты на уровне
50 Герц в соответствии с инструкциями. В течение всего времени отсутствия
связи пользователь ни при каких обстоятельствах не нарушает заданного
режима работы.
228. При исчезновении прямой телефонной связи заинтересованные
стороны принимают все возможные меры для восстановления связи с помощью
необходимых средств.
229. В случае отсутствия связи между национальным диспетчерским
центром единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и
региональным
диспетчерским
центром
применяется
организация
централизованного диспетчерского управления согласно инструкций
национального диспетчерского центра единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан.
230. В случае необходимости передачи управления от национального
диспетчерского центра к региональному диспетчерскому центру последний
принимает на себя всю ответственность по выполнению диспетчерских
функций в управляемом им районе. Все потребители, выполняют инструкции,
данные им региональным диспетчерским центром.
231. После восстановления связи региональный диспетчерский центр
сообщает
национальному
диспетчерскому
центру
единой
электроэнергетической системы Республики Казахстан обо всех изменениях в
системе, которые произошли за время отсутствия связи.
232. Дефицит электрической мощности и энергии может возникнуть
вследствие двух основных обстоятельств:
1) недостатка электроэнергии на рынке, когда контрактные, импортные и
спотовые поставки не удовлетворяют общий спрос;
2) несоответствия между спросом и предложением электроэнергии, при
котором недостаточность выработки электроэнергии для покрытия спроса на
нее происходит в процессе диспетчеризации в режиме реального времени.
233. В течение периода или потенциального периода дефицита
электрической мощности и энергии, как и в любое другое время, системный
оператор ни при каких обстоятельствах не может воспользоваться
43
генерирующими установками с собственниками которых не заключены
договоры и от которых не получены предложения. В данном случае системный
оператор выдает рынку уведомление о создавшейся ситуации.
234. Системный оператор обеспечивает исполнение утвержденных
суточных графиков и согласно Правил организации и функционирования
оптового рынка электрической энергии информирует оператора рынка
централизованной торговли электрической энергией обо всех случаях
возникновения дефицита поставки:
1) если отклонения вызваны непредвиденным снижением генерации с
повреждением оборудования у какого-либо субъекта рынка или отключением
передающих линий электропередачи, системный оператор организует ввод
резервных мощностей в соответствии с утвержденным графиком;
2) если отклонения вызваны непредвиденным снижением генерации без
повреждения оборудования, увеличением прогнозных потерь или
незапланированным увеличением потребления электрической энергии какимилибо покупателями.
В этом случае системный оператор:
дает распоряжение энергопроизводящей организации по подъему
нагрузки на электростанциях, чьи заявки на поставку резервной электрической
энергии были приняты, для поставки ее потребителям;
вводит ограничения потребителей, не имеющих возможности
своевременно оплатить стоимость потребленной электроэнергии, в случае если
их продавцы снизили договорную отпускаемую мощность или они сами
допустили увеличение потребления электрической мощности сверх
договорной. При невыполнении требования о снижении нагрузки в течение 10
минут, системный оператор вправе произвести частичное или полное
отключение потребителя от сети, либо ввести схемы принудительного
ограничения с использованием автоматики ограничения перетоков
электрической энергии (автоматика ограничения перетока мощности).
235. В случае несоответствия между спросом и предложением
электроэнергии в реальном времени системным оператором предпринимаются
меры для достижения баланса мощности в единой электроэнергетической
системе Республики Казахстан.
236. В случае дефицита поставки или потенциальной возможности
дефицита поставки системный оператор вправе проинформировать об этом
оператора рынка централизованной торговли электрической энергией. Если
устранение дефицита поставки не регламентируется никаким документом,
системный оператор принимает меры по своему усмотрению. В новых
условиях системный оператор вправе сбалансировать режим потребления и
производства, поставить в известность участников оптового рынка и вносит
необходимые изменения в суточные графики.
44
237. Предупреждение о дефиците электрической мощности и энергии
системный оператор выдает сразу же, как только он узнает о каком-либо
дефиците с указанием следующих данных:
1) заявление, подробно поясняющее, является ли предупреждение о
дефиците просто информационным или просьбой о принятии мер;
2) время начала и окончания периода потенциального дефицита;
3) размер потенциального дефицита;
4) регионы, которых будет касаться этот дефицит, если речь идет о
проблеме, возникающей в какой-либо зоне;
5) любой период времени, в течение которого система будет
эксплуатироваться с превышением допустимых режимов работы;
6) любые особые просьбы к энергопроизводящей организации об
эксплуатации конкретных генерирующих установок с превышением их
коммерческих лимитов в целях обеспечения устойчивости единой
электроэнергетической сети;
7) и иные сведения.
238. В целях нормального функционирования рынка и процесса
диспетчеризации, все участники рынка работают по единому времени.
Участники рынка гарантируют, что они будут придерживаться времени точно в
пределах максимальной погрешности равной +/-1 (одна) секунда.
239. Ответственность за нарушение возлагается на участников рынка,
которые вправе выбирать, какой из методов обеспечения точности времени для
них предпочтителен. Сигнал временной синхронизации посылатеся из системы
управления энергией каждые 30 (тридцать) минут.
240. Энергопроизводящии организации не допускают отклонений от
согласованных в суточных графиках уровней электрической энергии.
241. Потребители электрической энергии выполняют свои обязанности по
энергопотреблению, определяемые контрактами на покупку электрической
энергии. Они также соблюдают условия соглашений, заключенных с
системным оператором на предоставление услуг по диспетчеризации,
управлению
мощностью
и
передаче
электроэнергии
в
единой
электроэнергетической системы Республики Казахстан.
242. Все стороны соблюдают требования диспетчерских инструкций в
допустимых пределах времени и точности, а также выполняют свои
обязанности по соблюдению суточного графика.
243. В случае, если по обоснованному мнению системного, участники
рынка не выполняют своих обязанностей в соответствии с требованиями
данного раздела по диспетчеризации настоящих электросетевых Правил,
системный оператор вправе принять следующие меры:
1) информирует энергопроизводящую организацию о невыполнении им
обязательств и отдает распоряжение как можно скорее установить соответствие
и выясняет причины невыполнения обязательств;
45
2) если, по мнению системного оператора для генерирующей установки
необходимо или желательно изменить параметры электростанции, системный
оператор подает энергопроизводящей организации просьбу о представлении
удовлетворительных для системного оператора модифицированных параметров
с тем, чтобы у генерирующей установки был временной график
диспетчеризации в режиме реального времени, который бы она могла бы
выполнять;
3) если генерирующая установка или электростанция не выполняет
требования оперативных распоряжений, тогда в течение суток генерирующая
установка или электростанция объявляется не выполняющей требования и ей
выдается официальное предупреждение системного оператора;
4) энергопроизводящей организации, которой выдается предупреждение,
имеет возможность объяснить, по каким причинам она не выполнила
требования системного оператора;
5) производитель электроэнергии, получивший предупреждение, дает
гарантии, что распоряжения системного оператора будут соблюдаться в
будущем. Если системный оператор не удовлетворяет такие объяснения, что
генерирующая установка будет реагировать в будущем на оперативные
инструкции как это требуется, системный оператор управляет отпуском
энергии генерирующей установи так, чтобы, насколько это возможно, она
соответствовала графику отпуска, определяемому исключительно по
усмотрению системного оператора;
6) в случае, если энергопроизводящая организация или пользователь
нагрузки получает за невыполнение второе предупреждение, тогда в течение
трех месяцев системный оператор уведомляет об этом энергопроизводящую
организацию или пользователя нагрузки, а также уполномоченный орган;
7) энергопроизводящая организация или пользователь нагрузки, которому
выдается второе предупреждение, в течение трех месяцев получает
возможность в письменном виде объяснить системному оператору и
уполномоченному органу причины такого неисполнения.
244. Системный оператор эксплуатирует единую систему настолько
экономично, насколько позволяют ее различные ограничения.
245. Системный оператор сохраняет баланс между этим требованием и
необходимостью поддерживать стабильность, надежность и качество норм
энергоснабжения единой энергосистемы Казахстана.
246. Отказ от следования стандартам стабильного, безопасного и
качественного энергоснабжения может иметь место только в исключительных
случаях. Системный оператор подробно излагает обстоятельства, позволяющие
дать послабления в отношении таких стандартов. Такая процедура
разрабатывается в результате консультации с другими сторонами с полным
учетом обязанностей системного оператора по поддержанию надежной работы
единой энергосистемы. Исключительными обстоятельствами могут быть
следующие:
46
1) восстановление после
энергоснабжении;
2) единая энергосистема
аварийного события.
всеобщего
аварийного
восстанавливается
после
перерыва
в
прошедшего
5. 2. Регулирование частоты и перетоков электроэнергии
247. Частота в единой электроэнергетической системе Республики
Казахстан поддерживается в соответствии с договорами по организации
параллельной работы, заключенными между системным оператором и
операторами соседних государств.
248. При регулировании частоты различают первичное регулирование,
осуществляемое за счет быстрого действия (до 30 сек.) регуляторов скорости
турбин и предназначенное, для основном при аварийных отклонений частоты, и
вторичное регулирование - за счет медленного изменения генерации
автоматически или вручную в нормальных или послеаварийных режимах. При
раздельной работе единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан с единой электроэнергетической системы Российской Федерации и
объединенной энергосистемы Центральной Азии частота в единой
электроэнергетической системы Республики Казахстан будет регулироваться
одним или более способом, а именно:
1) автоматическими регуляторами генераторов, реагирующими в оба
направления при отклонении частоты;
2) автоматическим управлением генерацией на генерирующих установках,
подлежащих централизованной диспетчеризации;
3) регулированием нагрузки.
249. Целью данного параграфа является предоставление максимальной
возможности системного оператора по выполнению:
1) поддержания частоты системы на уровне, требуемом стандартами по
частоте, приведенными в настоящем параграфе;
2) поддержания контрактных перетоков мощности, согласованных в
ежедневном графике, с энергетической компанией другого государства,
регулирующей частоту.
250. Системный оператор обеспечивает принятие всех мер, направленных
на соблюдение в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан
стандартов по регулированию частоты согласно таблице 1 приложения 10 к
настоящим
Правилам,
все
стороны,
работающие
в
единой
электроэнергетической
системе
Республики
Казахстан,
выполняют
распоряжения, отданные системным оператором в целях достижения
поставленной задачи.
В режиме раздельной работы единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан с единой электроэнергетической системой Российской
47
Федерации и объединенной энергосистемой Центральной Азии стандарты по
регулированию частоты, приведенные в таблице 1 приложения 10 к настоящим
Правилам, относятся только к единой электроэнергетической системе
Республики Казахстан.
В режиме параллельной работы с единой электроэнергетической
системой Российской Федерации и/или объединенной энергосистемы
Центральной Азии частота поддерживается в соответствии с договорами на
регулирование частоты.
251. Каждый участник оптового рынка единой электроэнергетической
системы Республики Казахстан выполняет заданный диспетчерский суточный
график потребления (с коррекцией по частоте), генерации, сальдо-перетоков и
осуществляет их соблюдение за счет собственных сил и средств. В нормальном
режиме поддержание частоты или контрактного межгосударственного сальдоперетока осуществляется посредством соблюдения участниками оптового
рынка электрической энергии утвержденного суточного графика сальдоперетока.
252. Системный оператор в нормальном режиме осуществляет
необходимую координацию по регулированию частоты или сальдо-перетока в
единой электроэнергетической системе Республики Казахстан или с
частоторегулирующими объединениями других государств.
253. При возникновении технологических нарушений системный
оператор предпринимает все необходимые меры в соответствии с настоящими
Правилами по их предотвращению и ликвидации. Участники оптового рынка
электрической энергии следуют инструкциям выдаваемым системным
оператором.
254. Системный оператор вправе проводить системное испытание
субъектов оптового рынка электроэнергии для контроля за выполнением
технических требований. Системные испытания организуются и проводятся в
соответствии с разделом 3 настоящих Правил.
255. При аварийном снижении генерирующей мощности в единой
электроэнергетической системе Республики Казахстан оперативный персонал
энергопроизводящей организации, включая производителей с генерирующими
установками, подключенными к сети напряжением 10кВ и 35кВ пользователей
нагрузки, с прямым подключением к сети напряжением 35кВ и выше под
координацией системного оператора:
1) восстанавливает частоту при изолированной работе или согласно
договорам на параллельную работу заданный сальдо-переток за счет
мобилизации вращающегося резерва на тепловой электрической станции и
резерва на гидроэлектростанция (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);
48
3) вводит ограничения для потребителей нагрузки от производителя,
аварийно снизившего генерацию. По мере ввода ограничений производит
разгрузку тепловой электрической станции и гидроэлектростанции,
привлеченных к регулированию;
4) восстанавливает электроснабжение ограниченных пользователей по
мере разворота резерва.
256.
Системные
характеристики
и
резервы
обеспечиваются
производителями электроэнергии и другими пользователями. Данная услуга
централизованно
координируется
системным
оператором,
который
обеспечивает наличие точного размера резерва доступного в любое время для
обеспечения поддержания частоты в системе в соответствии со стандартами по
регулированию частоты единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан, определенными в настоящем параграфе.
257. Системные характеристики и резервы реагируют на постоянные
незначительные изменения частоты в системе из-за изменений в объеме
нагрузки и/или генерирующей установки, а также на более глубокие изменения
частоты в системе, возникшие из-за внезапных изменений в общем объеме
выработки и потребления электроэнергии.
258. Частотная характеристика - это автоматическое реагирование на
изменения частоты в системе. Она разделяется на первичную и вторичную.
259. Частотная характеристика основывается на принципе единства
генерации и потребления и обеспечивается во всей энергосистеме. При
нарушении баланса между произведенной и потребленной активной
мощностью все производители электроэнергии, которые работают параллельно
в общей системе, обеспечивающей регулирование частоты, принимают участие
в создании нового равновесного баланса.
260. Частотная характеристика определяет быстрое увеличение или
снижение генерации активной мощности в общей системе с целью
приостановления снижения или увеличения частоты системы и восстановления
ее на заданном уровне. Заданный уровень частоты системы номинально
составляет 50 Герц, либо в исключительных случаях, это будет иной уровень,
по которому частоторегулирующая энергосистема или Системный оператор
отдадут распоряжение на восстановление частоты.
261. Первичное регулирование частоты осуществляется за счет действия
регуляторов
скорости
вращения
турбин
электростанций.
Участие
электростанции в первичном регулировании частоты в большинстве случаев
зависит от режима настройки регулятора скорости вращения турбины.
Электростанции согласовывают режим работы регулятора скорости вращения
турбины с системным оператором.
262. Диапазон первичного регулирования - это область регулирования
мощности, в которой первичные регуляторы могут автоматически реагировать
в оба направления при отклонении частоты. Этот диапазон составляет не менее
5% номинальной мощности турбин, участвующих в первичном регулировании.
49
261. Резерв мощности для первичного регулирования составляет не менее 2,5%
от
общей
располагаемой
мощности
электростанций
единой
электроэнергетической системы Республики Казахстан и распределен между
возможно большим количеством генераторов.
263. Время мобилизации первичного резерва должно соответствовать
требованиям, установленным системным оператором и утвержденным
уполномоченным органом.
264. Статизм регуляторов скорости вращения турбин не превышает 5%, а
степень нечувствительности минимальная и не превышает - 0,2 Герц.
265. Вторичное регулирование частоты и сальдо перетоков мощности
осуществляется с помощью автоматических регуляторов частоты и мощности
единой электроэнергетической системы Республики Казахстан, работающих по
пропорционально-интегральному принципу или вручную.
266. Диапазон вторичного регулирования - это диапазон регулирования
вторичной регулирующей мощности, в котором вторичный регулятор (или
диспетчер) автоматически (или вручную) может действовать в оба направления
от рабочей точки в рассматриваемый момент времени.
Вторичный резерв - это положительная часть диапазона вторичного
регулирования, расположенная между рабочей точкой и максимальным
значением диапазона вторичного регулирования. Суммарная величина этого
резерва в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан не
ниже мощности самого крупного агрегата или отклонения до 8% текущего
потребления единой электроэнергетической системы Республики Казахстан.
267. Вторичное регулирование должно обеспечивать полный набор
(снижение) установленной нагрузки до 15 минут.
268. Частотная характеристика единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан определяется посредством испытания и при отсутствии
таких данных статизм принимается равным 4%.
269. Постоянный резерв - это генератор, который гарантирует
восстановление достаточного резерва активной мощности для обеспечения
первичного и вторичного регулирования частоты. Генератор, обеспечивающий
постоянный резерв, определяется системным оператором в соответствии с
заключенными договорами. Ввод постоянного резерва осуществляется
автоматически или вручную в следующих случаях:
1) при изменении первичной частотной характеристики и/или вторичной
частотной характеристики после того, как произошло чрезвычайное событие,
что позволит восстановить требуемую частотную характеристику;
2) в качестве запасного резерва на случай непредвиденного события;
3) предоставление дополнительного резерва на случай прогрессирующих
потерь электроэнергии.
270. Резерв активизируется таким образом, чтобы резерв был внесен
вовремя и существовала возможность восстановить первичную частотную
характеристику и/или вторичную частотную характеристику.
50
271. В постоянном резерве могут находиться:
1) синхронизированная установка;
2) установка в простое;
3) прерывистая нагрузка.
272. Синхронизированная установка может обеспечивать постоянный
резерв в следующих случаях:
1) генерирующие установки, синхронизированы с системой, но работают
в холостую;
2) генерирующие установки, работают с выработкой мощностей ниже их
максимальной выработки.
273. Установка в простое может обеспечивать постоянный резерв при
условии, что будет обеспечен ввод резерва в пределах требуемого времени.
274. Отключение дополнительных нагрузок потребителей (прерывистая
нагрузка) может применяться в качестве мероприятий по вводу постоянного
резерва.
275. Необходимо обеспечить возможность применения резерва в течение
не менее 4 часов.
276. Резерв замещения обеспечивается генераторами, которые после
ввода в работу могут работать непрерывно в целях сохранения величины
постоянного резерва. Электростанции, обеспечивающие резерв замещения,
определяются заранее в целях их готовности к работе в согласованные с
системным оператором сроки мобилизации резерва. Системный оператор
обеспечивает своевременный ввод резерва замещения на тех электростанциях,
которые могут выполнить эту функцию. Энергопроизводящии организации
обеспечивают системного оператора информацией об имеющихся объемах
резерва замещения.
277. Ввод резерва замещения осуществляется немедленно и требуется в
следующих обстоятельствах:
1) исключительные обстоятельства, такие как выход из строя
генерирующей установки;
2) долговременное отсутствие генерации, которая не может быть
восстановлена из первоначального источника.
278. Резерв замещения позволяет сохранить постоянный резерв с тем,
чтобы обеспечить требуемые частотные характеристики в долгосрочном
периоде.
279. При условии, что будет обеспечен ввод резерва в пределах
требуемого времени, в резерве замещения могут находиться:
1) генераторы на тепловых электростанциях в режиме горячего резерва;
2) гидрогенераторы.
280. Резерв замещения вступает в работу в пределах 60 минут и выходить
на полную мощность в минимальный срок. Необходимо обеспечение
непрерывной работы резерва замещения на неопределенный срок до
устранения причин ввода резерва.
51
281. Системный оператор гарантирует достаточность резервов для
поддержания частоты при отклонении частоты в сторону увеличения.
282. При подъеме частоты до уровня 50,5 Герц все электростанции в
пределах технологических ограничений участвуют в снижении генерации.
283. Электростанции, обеспечивающие регулирование по высокой
частоте, определяются системным оператором.
284. Все гидрогенерирующие установки работают в автоматическом
частотно-чувствительном режиме, в рабочем состоянии все время и все
генерирующие установки тепловых электростанций обеспечивают изменение
нагрузки в допустимых пределах. В исключительных случаях системный
оператор вправе дать временное разрешение на неучастие генерирующих
установок в регулировании частоты в случае технических неисправностей или
неустойчивой работы оборудования.
285. При изменении частоты в системе из-за изменения в выработке
мощности генерирующих установок оператор электростанции, участвующей в
регулировании частоты не препятствуют повышению/понижению генерации за
исключением случаев угрожающих жизни людей и повреждению
оборудования.
286. Приведенные ниже требования к генерирующим установкам
являются обязательными и представляют собой необходимый минимум
требований, если только системный оператор не снимает этих требований.
Электростанции работают с нормально введенными регуляторами скорости
вращения турбин. Электростанции согласовывают режим работы регуляторов
скорости вращения турбин с системным оператором.
287. Статизм регуляторов скорости вращения турбин не превышает 5%.
288. Зона нечувствительности регуляторов скорости вращения турбин не
выше - 0,2 Герц, что составляет 0,04%.
289. Скорость отслеживания графика нагрузки соответствует
требованиям установленным системным оператором.
290. Каждая генерирующая установка обладает способностью
реагировать на пошаговое изменение в частоте с непрерывным изменением
выхода в размере 20% от номинальной мощности.
291. В случае выделения части единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан на изолированную работу вышеизложенные требования
сохраняют силу для выделившейся части энергосистемы. Первоочередной
задачей в подобной ситуации является восстановление параллельной работы
выделившейся части единой электроэнергетической системы с единой
электроэнергетической системы Республики Казахстан.
292. Все требования к регулированию частоты, описанные в разделе по
регулированию частоты и перетоков мощности, применяются для обеспечения
нормального функционирования единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан. В некоторых случаях, могут существовать
дополнительные потребности в размещении резерва по зонам (зональный
52
резерв). Системный оператор дает объяснение по принятию этого решения в
случае обоснованного требования со стороны участника рынка.
293. Системный оператор имеет право запросить у участников оптового
рынка электроэнергии информацию в отношении выполнения ими технических
требований.
294. Стоимость услуг по регулированию частоты и мощности
рассчитывается на основе договоров между участниками оптового рынка
электроэнергии.
5. 3. Основные требования к расчетам допустимых перетоков
295. Переток по линии или сечению ограничивается следующими
факторами:
1) допустимой токовой нагрузкой линии электропередачи и оборудования;
2) нормативным запасом устойчивости в нормальном и послеаварийном
режимах.
Основным нормативным документом, определяющим требования к
расчету допустимых перетоках являются «Руководящие указания по
устойчивости энергосистем».
Требования к статической устойчивости:
Под статической устойчивостью понимают способность системы
самостоятельно восстановить исходный режим работы при малом возмущении.
Запас статической устойчивости характеризуется коэффициентами Кр и Кu,
которые определяются по следующим формулам:
а) К р 
Рпр  Р  дельтаР
Р
где Р - активная мощность, проходящая через рассматриваемое сечение в
исходном режиме; Рпр - то же в режиме, предельном по статической
устойчивости;
дельта Р - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом
сечении.
б) К и 
U  U кр
U
где U - напряжение в узле нагрузки в исходном режиме; Uкр – критическое
напряжение в том же узле, соответствующее границе, ниже которой
происходит нарушение статической устойчивости двигателей.
Значения коэффициентов запаса по активной мощности и по напряжению
должны быть не ниже требуемых в «Руководящих указаниях»:
- при максимально допустимых перетоках Кр = 0.2, Кu = 0.15;
- при аварийно допустимых перетоках Кр = 0.08, Кu = 0.10.
Требования к динамической устойчивости:
Динамическая устойчивость определяется способностью системы
продолжать работу при резких внезапных нарушениях режима. Нормативные
53
возмущения, при которых должна обеспечиваться динамическая устойчивость
в режиме с максимально допустимым перетоком по сечению с учетом
противоаварийного управления:
Для нормальной схемы:
1) отключение элемента сети с двухфазным коротким замыканием на
землю с неуспешным автоматическим повторным включением;
2) отключение элемента сети с однофазным КЗ с отказом одного
выключателя, действием устройство резервирования при отказе выключателя и
неуспешным автоматическим повторным включением;
3) одновременное отключение двух цепей двухцепной линии,
смонтированной на общих опорах, или двух линий, расположенных в общем
коридоре более, чем на половине длины более короткой линии;
4) возникновение аварийного небаланса мощности вследствие
отключения генератора или блока генераторов с общим выключателем на
стороне высшего напряжения.
Для ремонтной схемы:
1) отключение элемента сети с двухфазным КЗ на землю с неуспешным
АПВ;
2) отключение элемента сети с однофазным КЗ с отказом одного
выключателя, действием УРОВ и неуспешным АПВ;
3) возникновение аварийного небаланса мощности вследствие
отключения наиболее крупного генератора в единой энергетической системе.
Максимально допустимые перетоки активной мощности определяются
следующими условиями:
В нормальных режимах:
- коэффициент запаса по активной мощности в любом сечении для данной
схемы сети составляет не менее 20%;.
- коэффициент запаса по напряжению во всех узлах энергосистемы не менее
15%;
- нагрузка любого элемента электрической сети не превышает длительно
допустимых значений;
- переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме не превышает
предельный по динамической устойчивости переток, в том же сечении
дин.
Pm ≤ P пр ,
дин.
где Р пр - предел динамической устойчивости при наиболее тяжелом
нормативном возмущении для данной схемы.
В послеаварийных режимах:
- коэффициент запаса по активной мощности в любом из установившихся
послеаварийных режимов, возникших в результате нормативных возмущений,
не менее 8%;
54
- в каждом узле и в каждом из нормативных послеаварийных режимов
коэффициент запаса по напряжению не менее 10%;
- нагрузка любого элемента электрической сети в любом нормативном
послеаварийном режиме не превышает величин, допустимых в течение 20
минут.
Переход к аварийно допустимому перетоку в сечении на время прохождения
максимума нагрузки, но не более 40 минут, или на время, необходимое для
ввода ограничения потребителей, а в послеаварийном режиме также на время,
необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного) оформляется
записью в оперативном журнале диспетчерского центра, в ведении или
управлении которого находятся линии данного сечения. Решение о переходе на
длительную работу с аварийно допустимым перетоком оформляется по
предложению системного оператора по согласованию с Комитетом по
государственному энергетическому надзору и контролю.
5.4. Контроль напряжения
296. Системный оператор обеспечивает поддержание оптимальных
уровней напряжения в национальной электрической сети электропередачи, а
электросетевые компании обеспечивают это в региональных электрических
сетях.
297. Контроль напряжения в единой электроэнергетической системе
Республики Казахстан отвечает следующим требованиям:
1) соответствие требованиям режима по реактивной мощности;
2) обеспечение достаточной реактивной мощности для динамического
регулирования напряжения, чтобы:
обеспечить регулирование напряжения в нормальном режиме;
ограничить снижение напряжения в условиях коротких замыканий;
3) предоставляет резервы статической и динамической реактивной мощности.
298. Для исключения повреждения оборудования и обеспечения
стабильной параллельной работы единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан и пользователей, уровни напряжения соответствуют
стандартам безопасности и качеству единой электроэнергетической системы, а
также находятся в рамках допустимых значений, как указано в следующих
таблицах.
Наибольшие рабочие напряжения единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан указаны в таблице 2 приложения 10 настоящих Правил.
Допустимое повышение напряжения промышленной частоты на
оборудовании 500кВ электрической сети единой электроэнергетической
системы Республики Казахстан в нормальных и ремонтных режимах указано в
таблице 3 приложения 10 настоящих Правил.
55
Допустимое
повышение
напряжения
промышленной
частоты
оборудования в электрической сети 500-110кВ в единой электроэнергетической
системе Республики Казахстан в аварийных режимах и при переключениях (где
имеется две величины, то большая величина для изоляции фаза-земля, меньшая
- для изоляции фаза-фаза) указано в приложении 11 настоящих Правил.
299. Каждая электросетевая компания поддерживает уровни напряжения
на своих подстанциях в соответствии с утвержденным графиком напряжения и
таблицей рабочего напряжения единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан. Напряжение регулируется по иерархической структуре
от высшего класса напряжения к низшему в последовательности: 1150кВ,
500кВ, 220кВ, 110кВ, 35кВ, 10 кВ, 6 кВ и 0,4 кВ.
300. Максимальные значения устанавливаются на основе технических
характеристик основного оборудования, а минимальные значения
рассчитываются и устанавливаются системным оператором и электросетевой
компанией из условия обеспечения устойчивой параллельной работы единой
электроэнергетической системы Республики Казахстан и всех генерирующих
установок.
301. Регулирование напряжения в контрольных точках энергосистемы в
пределах заданных графиком осуществляется уполномоченным диспетчерским
центром путем поддержания соответствующих балансов реактивной мощности
в энергосистеме и отдельных ее узлах, перераспределением потоков реактивной
мощности в электросетях. Оптимальное управление потоками реактивной
мощности одно из средств снижения потерь электроэнергии в электрических
сетях. Перетоки реактивной мощности регулируются быстродействующими
автоматическими регуляторами возбуждения, установленными на генераторах
электростанций и на синхронных компенсаторах, реакторами и
автоматическими регуляторами напряжения на трансформаторах и
автотрансформаторах,
оборудованными
устройствами
регулирования
перенапряжения.
302. Основные цели регулирования напряжения и реактивной мощности
имеют два следующих основных аспекта:
1) ограничение перетоков реактивной мощности, с целью достижения
минимальных потерь активной мощности;
2) обеспечение необходимого баланса реактивной мощности, с целью
поддержания уровня напряжения в системе и таким образом, обеспечение
устойчивой и безопасной работы электрической сети.
Баланс между произведенной реактивной мощностью и потребленной
реактивной мощностью обеспечивается на региональном уровне в силу
технических и эксплуатационных характеристик системы.
303. Способы регулирования напряжения, которые могут использоваться
системным оператором, включают:
1) оборудование электрической сети:
переключение анцапф трансформаторов;
56
коммутация линий;
коммутация реакторов и конденсаторов;
статические компенсаторы реактивной мощности синхронные
компенсаторы;
2) генерирующее оборудование: выработка и потребление реактивной
мощности, выработка реактивной мощности генерирующей установкой,
переключение анцапф трансформаторов генерирующих установок;
3) оборудование потребителей электроэнергии путем корректировки
коэффициента мощности.
304. Целью регулирования напряжения является оптимизация перетоков
реактивной мощности. С этой целью обеспечиваются оптимальные уровни
напряжения. Стратегии достижения этого включают следующее:
1) оптимизацию в соответствии с третичным регулированием напряжения с
использованием ручного регулирования;
2) автономные исследования и решения на основе данных от операций в
режиме реального времени.
305. Все генерирующие установки имеют систему возбуждения,
регулируемую автоматическим регулятором
напряжения,
постоянно
действующую и эксплуатируемую в автоматическом режиме пока она
синхронизирована.
306. Энергопроизводящая организация вправе вывести из действия или
ограничить действие автоматическим регулятором напряжения в следующих
случаях:
1) для безопасности персонала и/или оборудования;
2) для обеспечения надежности генерирующей установки;
3) ограничение заранее согласовано между системным оператором и
производителем электроэнергии.
307. В случае если генерирующая установка не эксплуатируется под
контролем автоматического регулятора напряжения, системный оператор
вправе наложить ограничения на работу генерирующей установки в той
степени, в какой это необходимо для обеспечения безопасности и работы
электроэнергетической системы в рамках предписанных стандартов вплоть до
отключения генерирующей установки.
308. Регулирование напряжения и реактивной мощности разделено на три
отдельных типа - первичный, вторичный и третичный.
309. Первичное регулирование напряжения - это поминутное
регулирование напряжения и реактивной мощности. В большинстве случаев
регулирование осуществляется автоматически специальным оборудованием.
310.
Первичное
регулирование
напряжения
осуществляется
генерирующей установкой с автоматическим регулятором напряжения,
генерирующими установками, действующими как синхронные компенсаторы и
управляемыми компенсирующими устройствами такими, как статический
компенсатор реактивной мощности, синхронный компенсатор.
57
311. Генерирующие установки с автоматическим регулятором
напряжения обладают возможностью быстро изменять генерацию реактивной
мощности по факту отклонения напряжения.
312. Совместное регулирование напряжения или раздел реактивной
мощности используется на некоторых электростанциях, чтобы регулировать
напряжение на специальных точках электрической сети. Это обеспечивает
оптимальное передачу реактивной мощности среди генерирующих установок,
работающих параллельно в рамках этой электростанции. Эти схемы обычно
работают на базе напряжения на соответствующих высоковольтных системах
шин.
313. Энергопроизводящие организации обеспечивают соответствие их
генерирующих установок требованиям первичного регулирования напряжения,
а электросетевые компании имеют схожее обязательство в отношении
управляемых компенсирующих устройств.
314. Вторичное регулирование напряжения реализуется автоматически в
пределах нескольких минут. Регулирование напряжения производится
медленнодействующим вторичным регулятором напряжения автоматического
регулятора напряжения.
315. Третичное регулирование напряжения состоит из действий, которые
могут быть произведены в ручном режиме в соответствии с инструкциями
системного оператора, с целью координирования работы всех устройств
регулирования напряжения и реактивной мощности. Способы, используемые
для осуществления первичного регулирования напряжения могут также
использоваться для осуществления вторичного регулирования напряжения
вместе с шунтирующими реакторами, компенсаторами и переключателями,
находящихся под напряжением ответвлений, трансформаторов или
автотрансформаторов.
316. Общей целью третичного регулирования является поддержание
необходимых уровней напряжения и реактивной мощности по всей
электрической сети.
Системный оператор, энергопроизводящая организация и все
электросетевые компании обеспечивают, соответствие их электростанций
требованиям положения о третичном регулировании напряжения.
317. Составление графика напряжения включает в себя долгосрочный
процесс оптимизации с использованием оценок реального потребления и
генерации. Эта процедура охватывает систему, как в целом, так и по
отдельности, чтобы определить оптимальные уставки и положение с
обслуживанием ассоциированных механизмов регулирования напряжения
автоматических регуляторов напряжения, переключателями анцапф,
шунтирующих реакторов и емкости конденсаторов.
318. В результате этой процедуры появится оптимизированный механизм
предоставления резерва реактивной мощности для целей вторичного
регулирования напряжения.
58
319. Системный оператор обеспечивает выполнение этой процедуры в
отношении национальной электрической сети и электросетевые компании в
отношении региональных электрических сетей.
320. Электрическая сеть планируется и эксплуатируется электросетевыми
компаниями и системным оператором таким образом, чтобы постоянно
защищать ее от возможных потерь (в чрезвычайных ситуациях электрическая
сеть может эксплуатироваться в режиме, который не отвечает нормальным
стандартам безопасности. Это может включать ситуации, возникшие во время
восстановления после крупного сбоя всей или части системы
энергоснабжения).
321. Ключевым элементом работы с вероятными событиями являются
резервы реактивной мощности.
322. Системный оператор обеспечивает допустимые уровни напряжения в
энергопередающей сети в периоды максимального и минимального уровней
потребления электроэнергии с использованием средств регулирования
напряжения в необходимом объеме.
323. Системный оператор издает инструкции электросетевым
предприятиям и пользователям, регламентирующие:
1) поддержание энергопроизводящими организациями уровней напряжения;
2) включение шунтирующих реакторов и компенсаторов, напрямую
подключенных к электрической сети;
3) перевод анцапф трансформаторов и автотрансформаторов;
4) изменения режима эксплуатации и уровня напряжения синхронных и
статических компенсаторов.
324. Системный оператор каждые три месяца составляет график
напряжения, содержащий следующую информацию:
1) оптимальные уровни напряжения в контрольных пунктах;
2) аварийные пределы снижения напряжения;
3) положение анцапф автотрансформаторов и трансформаторов;
4) количество постоянно включенных реакторов;
5) количество коммутируемых реакторов;
6) режим работы единой электроэнергетической системы;
7) уставка напряжения и режим работы синхронных компенсаторов и
компенсаторов реактивной мощности;
8) меры, которые необходимо предпринять в случае дисбаланса реактивной
мощности между спросом и предложением;
9) любые другие меры по осуществлению регулирования напряжения и
реактивной мощности.
325.
Энергопроизводящие
организации
поддерживают
уровни
напряжения на шинах электростанций и генерирующих установок в
электрической сети в соответствии с графиком напряжения. Это требование
выполняется в той степени, насколько позволяют технические возможности их
электростанций.
59
326. О любом отклонении от допустимых пределов напряжения
сообщается вышестоящему диспетчерскому управлению.
327. Энергопроизводящие организации предоставляют реактивную
мощность для регулирования напряжения. Дополнительная реактивная
мощность предлагается системным оператором потребителям в соответствии с
условиями договора на оказание дополнительных услуг.
5.5. Эксплуатация электрической сети
328. Системный оператор координирует и направляет работу по
эксплуатации линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше и
связанного с ними оборудования и устройств, которые составляют
национальную электрическую сеть.
Системный оператор для контроля за эксплуатацией национальной
электрической сети, осуществляет следующие функции:
1) обеспечение эффективной передачи электроэнергии по национальной
электрической сети для обеспечения нормального функционирования рынка;
2) обеспечение соответствия единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан стандартам по надежности и качеству, изложенным в
нормативных документах и настоящих Правилах;
3) сведение к минимуму ограничений в электрической сети;
4) поддержание необходимого уровня напряжения во всей единой
электроэнергетической системе Республики Казахстан;
5) выдача разрешений на отключение оборудования и/или устройств в случае
плановых и внеплановых отключений электроэнергии;
6) выдача разрешения и распоряжений по обесточиванию оборудования в
случае отключений электроэнергии;
7) проведение эксплуатационных исследований для сети и анализа
стабильности системы в режиме реального времени;
8) проведение исследований по отказам в единой электроэнергетической
системе Республики Казахстан и анализа отказов;
9) обеспечение безопасности единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан посредством правильного устройства и применения
систем защиты и удаление отказавших элементов системы защиты и
обеспечение нормального функционирования системы при данных
обстоятельствах.
329. Переключения в сети возможны только в следующих случаях:
1) в случае поступления четких распоряжений от системного оператора о
производстве операций по переключениям в электроустановке;
2) в случае отключения оборудования и/или аппаратуры для проведения работ
или испытаний в соответствии с системой мер по технике безопасности и
охране труда;
60
3) в случае, если оборудование и/или аппаратура должно быть отделено и
изолировано от сети по причинам, связанным с безопасностью.
330. Мероприятия по изоляции и заземлению в национальной
электрической сети могут быть только в следующих случаях:
1) Системный оператор выдал распоряжение по отключению оборудования и
аппаратуры от национальной электрической сети, когда соответствующая
единица передающего оборудования обесточена;
2) Системный оператор выдал сообщение, согласованное с пользователем,
подтверждающее, что единица передающего оборудования обесточена.
331. Никакие работы в системах защиты, управления или рабочих
системах связи не могут проводиться без согласования с системным
оператором. В случае необходимости проведения аварийных работ системный
оператор уведомляется об этом в максимально короткие сроки.
332. Системный оператор осуществляет мониторинг и проверку
необходимых для работы системы условий в национальной электрической сети
в режиме реального времени.
333. Системный оператор получает данные по мониторингу сети
электропередачи в масштабе реального времени посредством передачи этих
данных с объектов системного оператора и других объектов пользователей сети
электропередачи в систему управления потреблением электроэнергии
системного оператора.
334. Системный оператор и все пользователи имеют в наличии
необходимое оборудование – удаленные терминалы (контроллеры),
концентраторы другого оборудования на всех их объектах, а также иметь в
наличии необходимые надежные системы связи для точной, своевременной и
надежной передачи данных в систему управления потреблением
электроэнергии.
335. Системный оператор издает инструкции по осуществлению
производства переключений в национальной электрической сети и на
оборудовании и аппаратуре потребителя, подключенной к ней.
336. Переключения при отключениях электроустановок представляют
собой первый этап, который необходимо осуществить системному оператору
или потребителю для ввода в действие системы мер по технике безопасности и
охране труда.
337. Системный оператор издает инструкции по регулированию
напряжения в системе электропередачи, согласно настоящим Правилам.
Данные инструкции по коммутации являются дополнением к любым
оперативным инструкциям, которые даются производителям электроэнергии
для управления реактивной мощностью, выдаваемой их генерирующими
установками.
338. Инструкции по переключениям, необходимые для регулирования
напряжения, содержат следующее:
1) порядок переключений для воздушных и подземных линий электропередачи;
61
2) включение и выключение статических реакторов и компенсаторов;
3) порядок переключений на статических источниках реактивной мощности;
4) изменение положений ответвлений трансформатора.
339. В случае срабатывания аварийной сигнализации, которая нарушает
или может нарушить нормальный безопасный режим работы оборудования
и/или аппаратуры, системный оператор предпринимает необходимые действия
и дает соответствующие распоряжения по производству переключений. Если
проблема или потенциальная проблема решена, системный оператор дает
необходимые указания для возврата оборудования и/или аппаратуры в
нормальный режим работы.
340. После отключения в случае отказа в электрической сети,
поврежденное оборудование и/или аппаратура автоматически возвращаются в
нормальный режим работы. В случае долговременного повреждения или если
не сработало автоматическое включение оборудования, системный оператор
производит переключения вручную для восстановления нормального режима
работы оборудования и/или аппаратуры, но при условии выяснения работы
защит и состояния оборудования после его аварийного отключения.
341. В случае множественных переходных повреждений в цепи в силу
погодных условий или по каким-либо другим причинам системный оператор
вправе принять решение о принудительном обесточивании цепи до изменения
условий и разрешить аварийное отключение согласно настоящих Правил.
342. Если требуется отключение передающего оборудования при
необходимости проведения работ или испытаний, то в этом случае вводится в
действие система мер по технике безопасности и охране труда.
343. Система мер по технике безопасности и охране труда относится к
компетенции системного оператора или потребителя, участвующих в
вышеуказанной процедуре, за исключением случаев, указанных в §5 раздела 4
настоящих Правил. В эту систему мер входит процесс, состоящий из четырех
этапов и включающий обесточивание, изоляцию, заземление и оформление
соответствующих документов. Порядок осуществления данной процедуры
следующий:
1) отключение электроустановки согласовывается электросетевой
компанией или потребителем с системным оператором и утверждено
системным оператором;
2) если субъект, которому необходимо отключение электроустановки,
готов начать эту процедуру, системный оператор выдает свое окончательное
разрешение и соответствующие распоряжения по переключениям для
обесточивания соответствующего оборудования и/или аппаратуры;
3) если системный оператор и участвующий в процедуре субъект
согласовали обесточивание единицы оборудования и/или аппаратуры, тогда
системный оператор примет от субъекта выведенное оборудование только в
отключенном, изолированном и заземленном состоянии;
62
4) системный оператор делает отметку в схеме электрической сети для
указания того, что соответствующая единица оборудования и/или аппаратуры
находится в ремонте, была передана на баланс другого субъекта.
Соответствующее оборудование и/или аппаратура находятся после этого
под ответственностью субъекта, которому необходимо отключение
электроэнергии и который вводит в действие свою систему мер по технике
безопасности и охране труда для выполнения работ и/или проведения
испытаний.
344. По завершении работ и/или испытаний субъект, участвовавший в
них, выполняет мероприятия системы мер по технике безопасности и охране
труда до того момента, когда достигнуто состояние, при котором возможно
повторное подключение к источнику электроэнергии отключенного
оборудования и/или аппаратуры. В данном случае выполняются следующие
действия:
1) участвующий субъект уведомляет системного оператора о том, что ранее
выведенное оборудование и/или аппаратура обесточена и готова к повторному
подключению к источнику питания;
2) системный оператор и субъект согласовывают ввод оборудования в работу;
3) системный оператор выдает необходимые распоряжения по производству
переключений для повторного подключения соответствующего оборудования
и/или аппаратуры.
345. Системный оператор выступает в качестве оператора, дающего
обоснованные и рациональные указания, всю полноту мер по безопасности,
связанную с производством переключений, обеспечивают электросетевая
компания или потребитель.
346. Оборудование и/или аппаратура выводится из эксплуатации при
наличии четкого указания системного оператора. Если отключение от сети
необходимо произвести по причинам, связанным с безопасностью людей,
оборудования и/или аппаратуры, сети или в силу возможных причин,
связанных с безопасностью людей или охраной окружающей среды, то
аварийное отключение производится при отсутствии четкого указания со
стороны системного оператора.
347. В случае необходимости аварийного отключения для удаления
оборудования и/или аппаратуры из энергосистемы по любой из причин,
указанных выше, субъект немедленно уведомляет об этом системного
оператора.
348. Аварийное повторное подключение к сети без разрешения
системного оператора, не разрешается ни при каких обстоятельствах.
349. Если при переключениях допущена ошибка, участвующий субъект
немедленно сообщает об этом системного оператора и не предпринимает
никаких мер, за исключением аварийного отключения, до получения
дальнейших распоряжений от системного оператора. Системный оператор
63
немедленно принимает все необходимые меры, требующиеся в данной
ситуации.
350. Системный оператор выдает распоряжения по переключениям
системный оператор и другим пользователям национальной электрической сети
в следующем виде:
1) системный оператор выдает распоряжения по переключениям другому
субъекту в стандартной утвержденной форме;
2) если распоряжения по переключениям даются в устной форме, то
получающий их субъект записывает и повторяет их для системного оператора;
3) получающий распоряжение субъект дает подтверждение того, что
выполнение распоряжения по переключениям не влечет за собой нарушения
безопасности или возможного нарушения безопасности;
4) если в данном случае происходит нарушение безопасности, субъект,
получающий распоряжение, немедленно сообщает об этом системному
оператору и прекращает выполнение данных ему распоряжений по
переключениям;
5) если выполнение распоряжения по переключениям не влечет за собой
нарушения безопасности или возможного нарушения безопасности, субъект,
получающий распоряжение, без задержки выполняет данное ему распоряжение
по переключениям;
6) после выполнения распоряжения по переключениям субъект, получивший
распоряжения, немедленно сообщает об этом системному оператору;
7) системный оператор и субъект, получающий распоряжения, регистрируют и
подробно описывают эту процедуру с указанием времени.
351. Персонал системного оператора или руководство потребителя
электроэнергии национальной электрической сети специально назначается
системным оператором или потребителем и фиксируется системным
оператором в качестве персонала, уполномоченного принимать распоряжения
по коммутации от системного оператора. Процедура выдачи полномочий,
которая будет использоваться для данного персонала, специально утверждается
системным оператором.
5.6. Правила применения противоаварийной автоматики частотной
разгрузки, специальной автоматики отключения нагрузки,
автоматической разгрузки электростанций, автоматики ограничения
перетока мощности
352. В целях предотвращения нарушения режима работы энергетических
систем, возникновения и развития аварий, их локализации и ликвидации путем
выявления недопустимых отклонений параметров электрического режима или
опасных аварийных возмущений применяется противоаварийная автоматика,
64
осуществляющая противоаварийное воздействие на автоматическое снижение
генерации или потребление электрической мощности.
353. Противоаварийное воздействие на снижение генерации
осуществляется устройствами автоматической разгрузки электростанций,
осуществляющих отключение генераторов на блочных электростанциях или
гидроэлектростанциях, или автоматическую разгрузку турбины на них.
354. Противоаварийное воздействие на снижение потребления
применяется для ограничения снижения частоты и напряжения,
предотвращения нарушения устойчивости путем автоматического отключения
потребителей, и осуществляется устройствами автоматики частотной разгрузки,
специальной автоматики отключения нагрузки.
355. Для предотвращения неконтрактного потребления субъектами
оптового
рынка
приводящего
к
нарушению
режима
единой
электроэнергетической системы Республики Казахстан в части соблюдения
нормированного уровня частоты или межгосударственных сальдо-перетоков
мощности и электроэнергии применяются принудительные схемы ограничения
с вводом автоматики ограничения перетоков мощности (автоматика
ограничения перетока мощности) с действием на отключение потребителей.
356. Специальная автоматика отключения нагрузки используется для
сохранения устойчивости в аварийных режимах, связанных с перегрузом или
отключением электросетевого оборудования, снижения величины ущерба от
отключений потребителей, которые могут произойти при разделении
энергообъединений на части, выделения энергоузлов на изолированную работу.
Специальная автоматика отключения нагрузки может применяться как
дополнительное автоматическое снижение потребления для предотвращения
резкого снижения частоты ниже 45 Герц, в энергоузлах имеющих дефицит
мощности более 45%, по факторам, характеризующим возможность
возникновения значительного дефицита мощности.
357. Специальная автоматика отключения нагрузки выполняется на
объектах потребителей, независимо от форм собственности, находящихся, как
правило в дефицитных энергоузлах, допускающих по характеру
технологического процесса внезапный перерыв питания на время достаточное
для мобилизации резервов или введения ограничений у других потребителей.
Для обеспечения надежности работы противоаварийной автоматики к
специальной автоматики отключения нагрузки в первую очередь
подключаются крупные потребители, при недостаточности объема к
специальной автоматике отключения нагрузки подключаются другие
потребители.
358. Применение специальной автоматики отключения нагрузки
целесообразно в следующих случаях:
1) для сохранения устойчивой параллельной работы дефицитных
энергоузлов с остальной частью единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан, или единой электроэнергетической системы Республики
65
Казахстан с энергообъединениями соседних государств в послеаварийном
режиме (после отключения одной из связей);
2) для предотвращения аварийного перегруза перетоком мощности линий
электропередач связи энергоузлов с единой электроэнергетической системой
Республики Казахстан, или единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан с энергообъединениями соседних государств, способного привести к
нарушению устойчивости параллельной работы;
3) для сохранения устойчивой параллельной работы с целью
предотвращения разделения единой электроэнергетической системы на части;
4) для обеспечения устойчивости узла нагрузки с высокоответственными
потребителями (лавина напряжения) в послеаварийном режиме;
5) для обеспечения более полного использования пропускной
способности сети, обеспечения возможности реализации договоров на передачу
электроэнергии, с сохранением устойчивости в послеаварийных режимах;
6) для обеспечения соблюдения контрактных величин потребления,
обеспечивающих отключение части нагрузки действием специальной
автоматики отключения нагрузки от автоматики ограничения перетока
мощности, предотвращая полное отключение потребителя действием
автоматики ограничения перетока мощности.
359. При выполнении устройств специальной автоматики отключения
нагрузки особое внимание следует обращать на обеспечение селективности
срабатывания точно в соответствии с назначением и фактическими режимами.
Пуск устройств специальной автоматики отключения нагрузки необходимо
предусматривать по различным факторам, а также их сочетаниям, например:
1) отключение одной из параллельных линий электропередачи или одного
из работающих параллельно силовых автотрансформаторов с контролем
предшествующего перетока;
2) изменение угла электропередачи сверх допустимого значения;
3) наброс активной мощности, приведший к недопустимой перегрузке
линии электропередачи (сечения);
4) снижение напряжения сверх допустимого уровня (с каким-либо
дополнительным фактором);
5) перегруз оборудования по току, допустимый для данного
оборудования менее 20 минут;
6) отделение от единой электроэнергетической системы энергоузла
имеющего дефицит мощности более 45%.
360. Применение специальной автоматики отключения нагрузки в единой
электроэнергетической системе Республики Казахстан определяется системным
оператором и оформляется его соответствующим Решением, согласованным с
Госэнергонадзором. Срок действия решения о применении специальной
автоматики
отключения
нагрузки
не
ограничивается.
Решения
пересматриваются системным оператором по мере необходимости (изменение
величины нагрузки, схемы сети, режимов и т.д.).
66
361. Время отключения потребителей действием специальной автоматики
отключения нагрузки не превышает 20 минут. Ответственные потребители,
подключенные к специальной автоматике отключения нагрузки, оснащаются
устройствами автоматического ввода резерва, автоматического повторного
включения.
362. За состояние и работоспособность специальной автоматики
отключения нагрузки несет ответственность потребитель. Системный оператор
осуществляет контроль объема нагрузки подключенной к специальной
автоматики отключения нагрузки. Потребитель допускает работников
энергопередающих организаций для самостоятельной или совместно с
представителями Госэнергонадзора проверки на объектах потребителя
состояния устройств специальной автоматики отключения нагрузки и объемов
подключенной к ним нагрузки.
363. Для предотвращения и ликвидации системных аварий, которые
могут возникнуть из-за снижения частоты при внезапных дефицитах активной
мощности, на объектах всех потребителей, независимо от форм собственности,
устанавливаются устройства автоматики частотной разгрузки. Для обеспечения
автоматического
восстановления
электроснабжения
потребителей
отключенных действием автоматики частотной разгрузки предусматриваются
устройства частотного автоматического повторного включения.
364. Находящиеся на объектах потребителя устройства автоматики
частотной разгрузки резервируются устройствами автоматики частотной
разгрузки, установленными на объектах энергопередающей организаций, с
которых осуществляется электроснабжение потребителя, с уставками меньшей
частоты и большим временем срабатывания.
365. Объем и уставки автоматики частотной разгрузки определяются
системным оператором. При определении объемов рассматриваются
возможные наложения аварийных режимов и ремонтных схем. При
определении объемов автоматики частотной разгрузки необходимо исходить из
наиболее тяжелых по размерам дефицита мощности аварийных ситуациях.
Мощность и размещение автоматики частотной разгрузки определяются,
начиная от анализа энергоузлов, переходя к регионам и в целом
энергообъединения. При этом необходимо исходить из следующего:
1) для энергоузлов из возможности отключения питающих линий, либо из
возможности отключения генерируемой мощности, с последующим
отключением линий электропередачи вследствие увеличения передаваемой
мощности сверх пропускной способности;
2) для регионов и энергообъединения из отключения наиболее мощной
электростанции и отключения линий электропередачи вследствие увеличения
передаваемой мощности сверх пропускной способности. Возможное аварийное
отключение линии электропередачи, с каскадным отключением других линий в
результате увеличения передаваемой мощности сверх пропускной способности
линий, с возможным отключением генерируемой мощности.
67
366. Национальный диспетчерский центр Системного оператора задает
региональному диспетчерскому центру граничные условия действия
автоматики частотной разгрузки, частотного автоматического повторного
включения - минимально допустимый объем подключенной нагрузки, диапазон
уставок автоматики частотной разгрузки, минимальное количество очередей,
распределение объема нагрузки между очередями автоматики частотной
разгрузки. Региональный диспетчерский центр определяет распределение
потребителей по ступеням автоматики частотной разгрузки, при этом
подключение наиболее ответственных потребителей осуществляется к
ступеням автоматики частотной разгрузки с уставками с меньшей частотой и
большим временем срабатывания.
367. Ответственность за состояние и работоспособность устройств
автоматики частотной разгрузки на своих объектах несет потребитель.
Потребитель допускает работников энергопередающих организаций для
самостоятельной или совместно с представителями Госэнергонадзора проверки
на объектах потребителя состояния устройств автоматики частотной разгрузки
и объем подключенной к ним нагрузки.
368. Автоматическая разгрузка электростанций применяется для
сохранения параллельной работы избыточного энергоузла при аварийном
отключении электросетевого оборудования, аварийном перегрузе линий
электропередач или при опасном повышении частоты электрического тока.
369. Автоматическая разгрузка электростанций блочных тепловых
электростанций может осуществляться следующими способами:
1) частичной или полной разгрузки турбин воздействием на
электрогидравлический преобразователь и механизм управления турбиной;
2) закрытием стопорного клапана турбины, с последующим отключением
выключателя генератора;
3) отключением выключателя генератора, с последующим закрытием
стопорного клапана турбины.
370. Разгрузка гидрогенераторов осуществляется отключением
выключателя генератора, с последующим закрытием направляющего аппарата.
371. Вид и объем автоматической разгрузки электростанций определяется
на основании условий обеспечения динамической и статической устойчивости
при аварийных отключениях возникающих в электроэнергетической системе
или её отдельных узлах.
372. Автоматическая разгрузка электростанции выполняется на всех
блочных электростанциях и гидроэлектростанциях работающих в составе
единой электроэнергетической системы Республики Казахстан, независимо от
форм собственности.
373. Применение автоматической разгрузки электростанций в единой
электроэнергетической системе Республики Казахстан определяется системным
оператором, по согласованию с Госэнергонадзором.
68
374. За состояние и работоспособность автоматической разгрузки
электростанций несет ответственность владелец электростанции. Системный
оператор осуществляет контроль объема нагрузки подключенной к
автоматической разгрузки электростанций на электростанциях. Владелец
электростанций допускает работников энергопередающих организаций для
самостоятельной или совместно с представителями Госэнергонадзора проверки
на электростанциях состояния устройств автоматической разгрузки
электростанций и объем подключенной к ней нагрузки.
375. Автоматика ограничения перетока мощности применяется для
предотвращения нарушения потребителем установленного суточным графиком
режима потребления, нарушении потребителем договорных условий по оплате
за поставки или передачу электроэнергии.
376. Автоматика ограничения перетока мощности устанавливаются на
объектах
энергопередающей
организации
и/или
на
объектах
энергораспределительных организаций. Ограничение потребителя имеющего
схему электроснабжения от нескольких объектов устройствами автоматики
ограничения перетока мощности осуществляется с предварительным созданием
схем принудительного ограничения. Ввод в работу автоматики ограничения
перетока мощности на ограничение (отключение) потребителя производится
системным оператором при невыполнении потребителем команд оперативнодиспетчерского персонала системного оператора по ограничению потребления.
377.
Ограничения
(отключения)
субъектов
оптового
рынка
электроэнергии Республики Казахстан производятся в следующих случаях:
1) получения ими электроэнергии при отсутствии договора на поставку
или передачу электроэнергии;
2) превышения субъектами оптового рынка Республики Казахстан
суточного (диспетчерского) графика заявленной мощности и не выполнении
команд вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала по устранению
переборов потребления;
3) не предоставления субъектом оптового рынка электроэнергии
Республики Казахстан в энергопередающую организацию четвертого
экземпляра таможенной декларации в сроки, установленные Комитетом
таможенного контроля Министерства финансов Республики Казахстан, в
случае импорта электроэнергии;
4) неоплаты или несвоевременной оплаты за поставку электроэнергии
или ее передачу, а также по договорам на оказание услуг по технической
диспетчеризации, балансирования производства-потребления электрической
энергии, покупки-продажи балансирующей электроэнергии.
378. Ограничения (отключения) вводятся оперативно-диспетчерским
персоналом Системного оператора по факту обнаружения нарушений,
указанных в пункте 242 (кроме подпункта 2), письменно предупредив об этом
потребителя. При невыполнении потребителем требования о снижении
нагрузки до уровня установленного суточным (диспетчерским) графиком
69
системного оператора производит отключение потребителя от сети по
истечении 10 минут после их предварительного предупреждения со стороны
диспетчера системного оператора.
379. Действие автоматики ограничения перетока мощности выполняется
несколькими ступенями. Первая ступень с уставкой по времени 5-10 секунд
действует на сигнал о вступлении автоматики ограничения перетока мощности
в работу. Второй ступенью, с уставкой по времени 10-20 минут, автоматика
ограничения перетока мощности производит ограничение потребителя.
Действие автоматики ограничения перетока мощности на ограничение
потребителя выполняется путем:
1) пуска специальной автоматики отключения нагрузки потребителя;
2) отключения линий электроснабжения потребителя.
380. Действие автоматики ограничения перетока мощности на
специальную автоматику отключения нагрузки или отключение линий
электроснабжения потребителя выполняется независимо от их балансовой
принадлежности или уровня диспетчерского управления.
381. Выбор мест установки и действия устройств автоматики ограничения
перетока мощности для потребителей оптового рынка электрической мощности
и электроэнергии осуществляется системным оператором самостоятельно или
по предложениям потребителя.
382. Применение противоаварийной автоматики частотной разгрузки,
специальной автоматики отключения нагрузки, автоматической разгрузки
электростанций снижает величину возможного ущерба, позволяет
осуществлять без ограничений выдачу мощности энергопроизводящими
организациями и электроснабжение потребителей при ограниченных
возможностях передающих сетей, является взаимовыгодным для всех
участников энергорынка. Наличие устройств противоаварийной автоматики на
объектах субъектов энергорынка является обязательных условием их
параллельной работы в составе единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан.
5.7. Планирование непредвиденных ситуаций
383. Системный оператор обеспечивает параллельную работу
энергосистемы и готовит план защиты, в котором излагаются основные этапы.
Системный оператор координирует свой план защиты с электросетевыми
компаниями и иными пользователями. Планом защиты руководствуются все
стороны.
384. План защиты включает:
1) принципы и организацию системы защиты;
2) требования к техническому оборудованию;
70
3) четкую и однозначную передачу функций между системным
оператором, электросетевыми компаниями и иными пользователями.
385.
Структура
построения,
принципов
действия,
режимов
использования, выбора уставок для различных видов и типов устройств
релейной защиты и автоматики и противоаварийной автоматики составляется
на основании нормативно-технических документов.
386. Одним из основных условий надежного функционирования единой
электроэнергетической системы является наличие на электроустановках и
оборудовании субъектов энергорынка Казахстана средств релейной защиты,
режимной и противоаварийной автоматики в согласованных с системным
оператором объемах, функционирующих в соответствии с требованиями
настоящих Правил и нормативных документов.
387. Противоаварийная автоматика в единой электроэнергетической
системе или отдельных ее частях предназначена для следующих целей:
1) ограничение масштаба аварийных ситуаций;
2) ликвидация аварийных ситуаций;
3) предотвращение системных аварий, сопровождающихся нарушением
электроснабжения потребителей на значительной территории. Автоматика
находится во взаимодействии с релейной защитой и другими средствами
автоматического управления в энергосистеме, включая автоматическое
повторное включение, автоматический ввод резерва, автоматическое
регулирование возбуждения, автоматическое регулирование частоты и
активной мощности (вместе с автоматическим ограничением перетока).
388. Система противоаварийной автоматики состоит из подсистем,
выполняющих следующие функции:
1) автоматическое предотвращение нарушения устойчивости;
2) автоматическая ликвидация асинхронного режима;
3) автоматическое ограничение повышения напряжения;
4) автоматическое ограничение снижения напряжения;
5) автоматическое ограничение снижения частоты;
6) автоматическое ограничение повышения частоты;
7) автоматическая разгрузка оборудования.
389. Каждая подсистема противоаварийной автоматики состоит из
отдельных простых или сложных автоматик либо устройств противоаварийной
автоматики, выполняющих определенные задачи противоаварийного
управления.
390. К управляющим воздействиям системы противоаварийной
автоматики единой электроэнергетической системы Республики Казахстан
привлекаются оборудование и электроустановки электросетевых пользователей
независимо от ведомственной принадлежности и форм собственности.
391. В режиме параллельной работы единой электроэнергетической
системы Республики Казахстан либо ее отдельных регионов с единой
электроэнергетической системой Российской Федерации или (и) с
71
объединенной энергосистемой Центральной Азии, система противоаварийной
автоматики единой электроэнергетической системы Республики Казахстан
может формировать управляющие воздействия, реализуемые в смежных
энергообъединениях (объединенная энергосистема Урала, объединенная
энергосистема Сибири, объединенная энергосистема Средней Волги,
объединенная энергосистема Центральной Азии), а также, в свою очередь
исполнять управляющие воздействия, сформированные в смежных
энергообъединениях.
392. Отключение генераторов применяется в качестве управляющих
воздействий в подсистемах автоматического предотвращения нарушения
устойчивости,
автоматической
ликвидации
асинхронного
режима,
автоматического ограничения повышения частоты, автоматической разгрузки
оборудования и характеризуется мощностью отключаемых генераторов.
393. Отключение нагрузки применяется в качестве управляющих
воздействий в подсистемах автоматического предотвращения нарушения
устойчивости,
автоматической
ликвидации
асинхронного
режима,
автоматического ограничения
повышения частоты,
автоматического
ограничения снижения напряжения, автоматическая разгрузка оборудования и
характеризуется мощностью отключаемой нагрузки. Отключение нагрузки
выполняется как с запретом автоматического повторного включение, так и с
разрешением.
394. Ввод резерва применяется в качестве управляющих воздействий
подсистем:
1) автоматическое ограничение снижения частоты (для предотвращения
снижения частоты и ускорения включения потребителей, отключенных
действием автоматики частотной разгрузки);
2) автоматическое предотвращение нарушения устойчивости (в сочетании
с действием ограничителя напряжения - для уменьшения длительности
отключения нагрузки по условиям обеспечения нормативного запаса
статической устойчивости в послеаварийном режиме).
Ввод резерва осуществляется автоматическим пуском гидрогенераторов,
находящихся в резерве, или автоматическим переводом в активный режим
гидрогенераторов, работающих в режиме синхронного компенсации.
395. Деление системы применяется в качестве управляющих воздействий
подсистем автоматического предотвращения нарушения устойчивости,
автоматической ликвидации асинхронного режима, автоматического
ограничения снижения частоты.
Деление системы производится отключением линий или разделением
шин подстанций в одном из заранее выбранных сечений. При выборе сечений
деление системы учитывается минимизация точек деления и количество
коммутируемых выключателей, а также надежность работы первичных схем
соединения системы после деления.
72
396. Отключение шунтирующих реакторов применяется в качестве
управляющих воздействий подсистем автоматического предотвращения
нарушения устойчивости и автоматического ограничения снижения
напряжения.
397. Включение шунтирующих реакторов применяется в качестве
управляющих воздействий подсистемы автоматического ограничения
повышения напряжения.
398. Автоматическая частотная разгрузка применяется при снижении
частоты в системе. Системный оператор организует стратегию организации
автоматической частотной разгрузки. Это предполагает принятие решений по
следующим вопросам:
1) общий объем нагрузки для сброса на каждом шаге частоты;
2) частоты, на которых сбрасывается нагрузка;
3) выдержки времени, если они устанавливаются для каждого шага
частоты;
4) объем нагрузки необходимый для отключения при каждой частоте в
каждой электросетевой компании.
399.
Подсистема автоматического предотвращения нарушения
устойчивости предназначена для предотвращения нарушения динамической
устойчивости при аварийных возмущениях и обеспечения в послеаварийных
условиях нормативного запаса статической устойчивости для заданных сечений
охватываемого района.
В единой электроэнергетической системе Республики Казахстан
подсистема автоматического предотвращения нарушения устойчивости
образована совокупностью устройств противоаварийной автоматики,
обеспечивающих сохранение устойчивости параллельной работы единой
электроэнергетической системы Республики Казахстан со смежными
энергообъединениями (единой электроэнергетической системы России,
объединенной энергосистемы Центральной Азии), отдельных энергорайонов
единой электроэнергетической системы Республики Казахстан между собой
или с одним из смежных энергообъединений путем решения задач
противоаварийного управления при различных аварийных возмущениях в
основной сети 1150-500-220 кВ.
В качестве управляющих воздействий автоматического предотвращения
нарушения устойчивости в единой электроэнергетической системе Республики
Казахстан применяются: отключение генераторов, отключение нагрузки,
деление
системы,
ввод
резервных
гидрогенераторов,
отключение
шунтирующих реакторов.
400. Подсистема автоматическая ликвидация асинхронного режима
представляет собой совокупность устройств противоаварийной автоматики,
фиксирующих возникновение асинхронных режимов:
1) между электростанциями внутри энергорайона;
2) в единой электроэнергетической системе или отдельных ее частях.
73
Автоматическая ликвидация асинхронного режима обеспечивает
ликвидацию асинхронных режимов с контролем определенного числа циклов
асинхронного хода и длительности каждого цикла (основные, резервные и
дополнительные устройства автоматической ликвидации асинхронного
режима), либо прекращение автоматической ликвидации асинхронного режима
в начальной стадии возникновения.
Ликвидация асинхронных режимов осуществляется для любого из
возможных сечений асинхронного режима в охватываемом районе, путем
деления района по этому сечению на несинхронно работающие части.
401. В отдельных случаях перед выполнением действия на деление
применяются следующие управляющие воздействия автоматической
ликвидации асинхронного режима в целях ресинхронизации:
1) отключение генераторов - в избыточной части рассматриваемого
района;
2) отключение нагрузки - в дефицитной части.
402. Подсистема автоматического ограничения повышения напряжения в
единой электроэнергетической системе Республики Казахстан образована
совокупностью локальных устройств автоматического повышения напряжения,
установленных на воздушные линии-1150-500 кВ и на некоторых воздушных
линий-220 кВ большой протяженности.
Автоматическое ограничение повышения напряжения служит для
ограничения повышения напряжения на электрооборудовании энергосистемы
сверх допустимого уровня, когда это повышение вызвано односторонним
отключением линии, отключением фазы, разрывом транзита.
В качестве управляющих воздействий автоматического ограничения
повышения напряжения применяются:
1) включение шунтирующих реакторов;
2) отключение линии, вызвавшей повышение напряжения.
403. Подсистема автоматического ограничения снижения напряжения в
единой электроэнергетической системе Республики Казахстан состоит из
локальных устройств автоматики от снижения напряжения, установленных на
некоторых узловых подстанциях 500 кВ и 220 кВ.
Назначение автоматического ограничения снижения напряжения предотвращение снижения напряжения в энергоузлах до значений, не
допустимых по условиям устойчивости нагрузки, и возникновения лавины
напряжения.
Устройства автоматики от снижения напряжения в сети 500 кВ также
служат для обеспечения нормативного запаса статической устойчивости на
межсистемных связях.
Устройства автоматики от снижения напряжения контролируют
снижение напряжения с учетом его длительности и формируют управляющие
воздействия:
74
1) автоматики от снижения напряжения-500 кВ – отключение
шунтирующих реакторов;
2) автоматики от снижения напряжения-220 кВ - отключение нагрузки и
шунтирующих реакторов в прилегающей сети 110-35 кВ.
404. Подсистема автоматического ограничения снижения частоты
предназначена для предотвращения работы потребителей и оборудования
охватываемого района с частотой:
1) ниже 45 Герц;
2) ниже 46 Герц в течение более 10 секунд;
3) ниже 47 Герц в течение более 20 секунд;
4) ниже 48,5 Герц в течение более 60 секунд.
405. Подсистема автоматического ограничения снижения частоты
осуществляет:
1) автоматический частотный ввод резерва;
2) автоматическую частотную разгрузку;
3) дополнительную разгрузку, действующую при больших местных
дефицитах мощности;
4)
восстановление
питания
отключенных
потребителей
при
восстановлении частоты (частотного автоматического повторного включения);
5) выделение электростанций или генераторов со сбалансированной
нагрузкой;
6) выделение генераторов на питание собственных нужд электростанций.
Устройства, составляющие подсистему автоматического ограничения
повышения частоты, предназначены для предотвращения недопустимого
повышения частоты, при котором возможно срабатывание автоматов
безопасности турбин тепловой электрической станции, а также для
ограничения длительного повышения частоты на тепловой электрической
станции до значения, при котором нагрузка блоков не выходит за пределы
диапазона допустимых нагрузок.
Устройства автоматического ограничения частоты могут реагировать как
на повышение частоты, так и на скорость ее повышения и устанавливаться как
индивидуально на генераторах станции, так и на узловых подстанциях
(центральные устройства автоматического ограничения частоты).
В качестве управляющих воздействий автоматического ограничения
повышения частоты используются:
1) отключение генераторов;
2) деление системы.
406. В единой электроэнергетической системе Республики Казахстан
подсистема автоматическая разгрузка оборудования состоит из локальных
устройств противоаварийной автоматики, обеспечивающих автоматическую
разгрузку оборудования для предотвращения его повреждения при
значительной перегрузке по току (устройства автоматики разгрузки линии,
автоматическое регулирование трансформации).
75
Устройства подсистемы автоматической разгрузки оборудования
реагируют непосредственно на повышение тока в защищаемом
электрооборудовании (линии, трансформаторе).
407. В качестве управляющих воздействий автоматической разгрузки
оборудования могут применяться:
1) отключение генераторов;
2) отключение нагрузки;
3) отключение перегружающегося оборудования.
408. Система релейной защиты обеспечивает автоматическое отключение
поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической
системы (электроустановки) с помощью выключателей, если повреждение
непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается
действие релейной защиты только на сигнал.
409.
Устройства
резервирования
при
отказе
выключателей
предусматриваются в электроустановках 110-1150 кВ.
410. На каждом элементе электроустановки предусматривается защита,
отключающая повреждения на любом участке элемента со временем
обеспечивающим селективность.
411. Для действия при отказах защит или выключателей смежных
элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для
обеспечения дальнего резервного действия.
Если основная система защиты элемента обладает абсолютной
селективностью, тогда на данном элементе устанавливается резервная система
защиты, выполняющая функции как местного, так и удаленного
резервирования.
412. Устройства релейной защиты и автоматики обеспечивают:
1) чувствительность - способность обнаружения короткого замыкания;
2) быстродействие - способность отсоединять поврежденный элемент от
электрической сети как можно быстрее для сведения к минимуму
повреждающего воздействия короткого замыкания, в том числе потерю
синхронизма генерирующих установок;
3) селективность - способность защиты отключать от электрической сети
только поврежденный элемент;
4) надежность - способность справляться с внутренними короткими
замыканиями и не срабатывать когда работа ее не предусматривается.
413. Система защиты обеспечивает процесс сбора и анализа информации
о повреждениях защищаемого электрооборудования, включая информацию о
действиях и состоянии устройств релейной защиты и автоматики.
414. Новая технология применяется для достижения следующих
преимуществ:
1) увеличения возможностей самоконтроля и саморезервирования
устройств релейной защиты и автоматики;
76
2) снижения затрат на техническое обслуживание устройств релейной
защиты и автоматики;
3) снижения энергопотребления устройств релейной защиты и
автоматики;
4) уменьшения габаритов и материалоемкости устройств релейной
защиты и автоматики;
5) возможности включения устройств релейной защиты и автоматики в
единые системы автоматизированного управления производства, передачи
электрической энергии.
415. При вводе новых объектов и реконструкции существующих
предусматривается:
1)
оснащение
современными
цифровыми
программируемыми
устройствами релейной защиты и автоматики, совмещающими функции
защиты (автоматики), регистратора аварийных событий и определителя места
повреждения (короткого замыкания);
2) оснащение общеподстанционными устройствами регистрации до
аварийного и аварийного режимов, последовательности событий (в том числе
устройств релейной защиты и автоматики) на всех подстанциях напряжением
500-1150кВ и на подстанциях напряжением 110-220кВ, примыкающих к
питающим источникам электрической энергии (электростанциям);
3) интеграция устройств релейной защиты и автоматики во вновь
создаваемые многоуровневые системы дистанционного технологического и
противоаварийного управления, сбора и анализа информации, задания
(измерения) технических параметров – уставок и принципов действия
устройств релейной защиты и автоматики.
416. Защита воздушных линий-110-1150 кВ выполняется таким образом,
чтобы при выходе из работы одного устройства (техобслуживание,
неисправность и т.д.) короткое замыкание на этой воздушной линии могло
ликвидироваться не менее чем двумя устройствами.
417. Допустимо в качестве второй защиты в этом случае использовать
дальнее резервирование со стороны смежных присоединений, если оно
обладает необходимым быстродействием и чувствительностью. В противном
случае, для воздушных линий-1150 кВ и воздушных лиий-220-500 кВ,
выполняется дублирующая защита с соблюдением условий ближнего
резервирования.
418. Для линий 500-1150 кВ в качестве основной предусматривается
защита, действующая без замедления при коротком замыкании в любой точке
защищаемого участка, если по соображениям устойчивости такое требование
не отменяется.
419. Для линий напряжением 110-220 кВ вопрос о типе основной защиты,
в том числе о необходимости применения защиты, действующей без
замедления при коротком замыкании в любой точке защищаемого участка,
решается в первую очередь с учетом требования сохранения устойчивости. 418.
77
Для линий 500-1150 кВ оборудование защиты и измерительные устройства
однофазного
автоматического
повторного
включения
специального
исполнения, обеспечивают их нормальное функционирование при всех
условиях работы сети.
420. Если за основную принята высокочастотная защита или продольная
дифференциальная защита, то в качестве резервных следует применять:
1) от многофазных коротких замыканий дистанционные защиты,
преимущественно трехступенчатые;
2) от замыканий на землю ступенчатые токовые направленные или
ненаправленные защиты нулевой последовательности, а также дистанционные
защиты.
421. На линиях 500-1150 кВ, а также на ответственных линиях 220 кВ
предусматривается защита от неполнофазного режима.
422. Все воздушные линии оснащаются приборами для определения
места повреждения.
На воздушной линии осуществляется цифровая регистрация переходных
процессов при коротком замыкании с записью до аварийного режима и
регистрацией последовательности событий, в том числе срабатываний
устройств релейной защиты и автоматики.
423. Для повышения надежности и улучшения условий согласования
резервных защит линий разного класса напряжений устанавливаются по два
комплекта дифференциальных защит автотрансформаторов. Указанные
комплекты защит включаются с соблюдением принципов ближнего
резервирования.
424. Резервные защиты автотрансформатора обеспечивают полноценное
дальнее резервирование защит смежных воздушных линий при использовании
дальнего резервирования взамен дублирования.
425. Защиты от внутренних повреждений автотрансформатора
обеспечивают пуск устройств пожаротушения. На всех трансформаторах этой
категории устанавливается регистратор последовательности событий.
426. Для повышения надежности, предотвращения нарушений
динамической устойчивости и улучшения условий согласования резервных
защит линий различных классов напряжений рекомендуется устанавливать по
два комплекта дифференциальных защит сборных шин для распределительных
устройств (РУ) 500 и 1150 кВ.
427. 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.
428. Устройство резервирования отказа выключателей действует на
отключение выключателей смежных с отказавшим с запретом их
78
автоматического повторного включения. Схемы устройства резервирования
при отказе выключателей выполняются таким образом, чтобы предотвращалось
их случайное срабатывание на отключение смежных присоединений.
429.
Уставки
устройств
релейной
защиты
и
автоматики
межгосударственных и межсистемных линий выбираются каждой стороной
самостоятельно и взаимно согласовываются. Если затрагиваются уставки
устройств релейной защиты и автоматики третьих сторон, то согласование
должно быть распространено и на эти третьи стороны. Сторона, которая
выбирает уставки обеспечивает правильность выбора уставок. Системный
оператор обеспечивает правильный выбор уставок релейной защиты
национальной электрической сети единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан, в части устройств релейной защиты находящихся в его
оперативном управлении.
430. 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 короткого
замыкания;
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.
431. Выбор и согласование уставок устройств релейной защиты и
автоматики и изменение существующих уставок релейной защиты и
автоматики отдельного элемента сети необходимо выполнять:
1) при вводе в эксплуатацию новых линий, электростанций, подстанций и
оборудования;
2) при модернизации устройств релейной защиты и автоматики;
3) при работе с нарушением нормального режима и конфигурации схемы
сети.
Отклонения от вышеуказанных принципов утверждаются руководством
организаций, принимающих участие в выборе и согласовании данных уставок.
432. Отклонения от принципов могут разрешаться в исключительных
случаях. Для системы электропередачи системный оператор обеспечивает
согласование любых изменений уставок в части релейной защиты и автоматики
находящихся в его оперативном управлении.
79
433. Все системы релейной защиты и автоматики проходят регулярные
испытания и техническое обслуживание, производимые на основе их правил и
норм технического обслуживания.
434. Урегулирование любых разногласий, возникающих в отношении
уставок релейной защиты или иных вопросов, связанных с системой защиты
производится в соответствии с нормативными документами.
435. Ручные операции персонала во время различных аварийных
ситуаций в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан
регламентируются на основе Инструкции по предотвращению, локализации и
ликвидации аварий, утверждаемой системным оператором (далее - Инструкция)
разрабатываемой в соответствии с Правилами осуществления мер по
предотвращению аварийных нарушений в единой электроэнергетической
системе Республики Казахстан и их ликвидации.
436. В Инструкции помимо прочего определен порядок и условия ручных
действий оперативного персонала электростанций и подстанций, связанных:
1) с повышением частоты;
2) с понижением частоты;
3) с повышением напряжения;
4) с понижением напряжения;
5) перегрузкой межрегиональных и региональных связей;
6) возникновением асинхронного режима и синхронных качаний;
7) с разделением единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан;
8) с повреждением и отключением воздушной линии 220-500-1150 кВ;
9) с потерей значительной части генерирующей мощности;
10) с повреждением выключателей и разъединителей;
11) с неисправностями и отказами устройств релейной защиты и
автоматики и противоаварийной автоматики.
437. На основании данной Инструкции субъекты энергорынка
разрабатывают местные Инструкции по ликвидации аварий для оперативного
персонала своих энергообъектов.
438. Полное отключение - ситуация, когда вся выработка прекратилась и
нет никакого электрического питания в единой электроэнергетической системе.
При этих обстоятельствах не возможно автоматическое восстановление режима
функционирования электрической сети без руководства (распоряжений)
системного оператора.
439. Частичное отключение - это прекращение выработки электроэнергии
в отдельной части единой электроэнергетической системы.
440. В течение полного обесточения или частичного обесточения и в
течение последующего восстановления нормальные стандарты надежности,
изложенные в настоящих Правилах, не могут применяться. При полном
отключении рыночные процедуры не могут выполняться и могут быть
возобновлены по решению системного оператора. При частичном обесточении
80
нормальные рыночные процедуры не применяются в той части электрической
сети, которая обесточена и могут быть возобновлены по решению системного
оператора. В случае необходимости, Системный оператор принимает решение о
приостановлении рыночных процедур в других частях электрической сети,
которые не обесточились.
Некоторые
гидроэлектростанции
и
генерирующие
установки
фиксируются у системного оператора, как располагающие способностью
запуска после обесточения без внешнего электрического источника питания.
441. В случае полного обесточения системный оператор сообщает всем
компаниям единой электроэнергетической системы и пользователям, что
полное отключение произошло и о том, что системный оператор намеревается
осуществить мероприятия по «развороту с нуля», а также сообщить о начале
«разворота с нуля».
В случае частичного обесточения, системный оператор сообщает всем
компаниям обесточившейся части электрической сети и пользователям, что
данная часть электрической сети обесточилась и что системный оператор
намеревается осуществить «разворот с нуля», а также сообщить о начале
«разворота с нуля» для обесточившейся части электрической сети.
442. Процедура восстановления начинается с подачи напряжения от части
электрической сети, сохранившей нормальное функционирование в
установленном порядке.
Гидроэлектростанции готовятся и оснащаются, чтобы обеспечить
«разворот с нуля» для исполнения их услуг, зафиксированных в национальном
диспетчерском центре единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан. Данные гидроэлектростанции определяются по всей электрической
сети, чтобы позволить быстро и эффективно подать напряжение и включить
электрические сети для единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан. Гидроэлектростанции могут быть как основными, так и
вспомогательными источниками электропитания. В последнем случае силовая
установка будет начинать работу, используя как источник питания меньшую
смежную силовую установку.
Восстановление после полного обесточения или частичного обесточения это до некоторой степени неопределенный комплекс мер и процедура, поэтому
детальный план (схема) «разворот с нуля» производится достаточно гибко в
применении и размещении имеющихся в распоряжении гидроэлектростанций,
их эксплуатационных характеристик и регулировочного диапазона, а также
эксплуатационных характеристик электрической сети. Системный оператор
обеспечивает разработку и реализацию процедуры «разворота с нуля».
Субъекты оптового рынка электроэнергии исполняют все распоряжения
системного оператора по подъему нагрузки электростанций, ограничению
(отключению) потребителей, по изменению схемы электрической сети для
реализации мероприятий «разворота с нуля».
81
443. Во всех ступенях процесса управления, принимается во внимание
следующее:
1) необходимо удостовериться, что располагаемая генерируемая
мощность больше или соответствует электропотреблению и 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.
444. 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 от основных и
вспомогательных электростанций;
4) для каждого этапа создание наиболее надежной жизнеспособной и
устойчивой электрической схемы сети;
5) синхронизация электростанций и, в конечном счете, восстановление
единой электрической системы;
6) полное восстановление электропотребления.
445. Процедура для «разворота с нуля» указывается национальным
диспетчерским центром единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан в Плане (схеме) и периодически обновляется. План (схема) содержит
как минимум следующее:
1) список основных силовых установок со свойственным мероприятиям
«разворота с нуля» производительностью;
2) список вспомогательных силовых установок со свойственным
мероприятиям «разворота с нуля» производительностью, название силовой
установки, обеспечивающей их электропитание при вводе в действие;
3) списки критических пользователей, включая атомные электростанции;
4) детальный список номеров аварийных телефонов;
5) список проверки непосредственных (немедленных) срабатываний,
которые выполняются.
План «разворота с нуля» обеспечивает системный оператор.
Электростанция имеет единый план «разворота с нуля» и местные планы
«разворота с нуля». Единый план «разворот с нуля» и местные планы
«разворота с нуля» составляются совместно с национальным диспетчерским
центром единой электроэнергетической системы Республики Казахстан,
82
региональной электросетевой компанией, генерирующей компанией и
соответствующим региональным диспетчерским центром.
Создание и координирование этих планов (схем), кроме индивидуальных
планов (схем) силовой установки обеспечивается системным оператором. Все
планы ежегодно пересматриваются, обновляться и если необходимо относятся
ко всем сторонам, вовлеченным в единую электроэнергетическую систему.
446. В диспетчерских центрах системного оператора (национальный
диспетчерский центр и региональный диспетчерский центр) разрабатывают
программы и схемы «разворота с нуля», предусматривающие:
1) определение энергоисточников, в том числе вспомогательных для
разворота единой электроэнергетической системы;
2) схему подачи напряжения и необходимые переключения в
электрической сети;
3) порядок восстановления схемы электроснабжения собственных нужд
электростанций и потребителей;
4) разворот пусковых котельных и дизельных электростанций
необходимых для пуска вспомогательного и основного оборудования
электростанций;
5) секционирование сети, чтобы не допустить перегрузки или повышения
напряжения до недопустимых уровней при подаче напряжения на
обесточенные районы;
6) по мере разворота электростанций, когда ситуация стабилизируется,
необходимо информировать субъектов оптового рынка электроэнергии о ходе
«разворота с нуля» и намерениях системного оператора по возобновлению
нормальной работы, включая восстановление рыночных операций.
447. Готовность электростанции к «развороту с нуля» проводится
местным персоналом при условиях, которые максимально близки к тем,
которые ожидаются практически и проводятся в реальной обстановке. Эти
мероприятия включают разворот электростанций без внешнего источника
питания и проверку функционирования электростанции, подстанций,
коммуникаций и управления.
448. Средства связи, телеизмерений и телесигнализации являются
основой для восстановления режима работы энергосистемы после полного
обесточения. Все жизненные средства связи, включая обеспеченные
электропитанием от третьих лиц, функционируют, по крайней мере 24 часа
после полной потери электропитания. Некоторые ключевые объекты
управления (центры управления) могут требовать более длинного периода
работы после потери электропитания.
Системы управления опробуются ежегодно в условиях моделируемой
аварии с потерей электропитания.
449. Персонал, вовлеченный в процесс восстановления электрической
сети периодически обучается практической реализации путей восстановления.
83
Моделирующие устройства энергосистемы и настольные упражнения
используются в тренировках.
450. Там, где части единой электроэнергетической системы (энергоузла,
электроустановки) выходят из синхронизма друг с другом, но нет полного или
частичного отключения, системный оператор вправе разрешить субъектам
оптового рынка электроэнергии самостоятельно регулировать выработку и/или
электропотребление, чтобы достигнуть в самое кратчайшее время нормальной
работы. Системный оператор сообщает пользователям, 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 энергообъектов действует по указанию системного
оператора.
451. Все диспетчерские центры системного оператора способны работать
с требуемой надежностью при стандартных качествах электроснабжения. В
случае, когда один или большее количество диспетчерских центров становятся
непригодными из-за исключительных обстоятельств, задействуется план
(схема) действий при потере связи с диспетчерскими центрами с передачей
функций центра управления дублерам. Заранее документально закрепляется
работа дублеров всех звеньев управления в единой электроэнергетической
системе Республики Казахстан.
452. План действий при наступлении кризиса диспетчерских центров
готовится системным оператором и включает:
1) наличие аварийных связей, чтобы обеспечить выполнение
передаваемых функций из центра управления;
2) списки оперативного персонала дублеров;
3) детальные меры для передачи функций управления.
Подобный план готовится региональным диспетчерским центром, чтобы
закрыть потерю их диспетчерских пунктов с привлечением в качестве дублеров
диспетчерского центра электросетевых компаний.
453. План действий при наступлении кризиса диспетчерских центров
полностью или частично проверяется в реальном режиме, чтобы гарантировать
жизнеспособность того, что необходимая информация является доступной в
любых местах и что персонал полностью обучен выполнению передаваемых
ему функций.
454. Каждый пользователь обменивается номерами телефонов с
национальным диспетчерским центром и местными электросетевыми
компаниями в письменной форме, в которых есть представители управления,
уполномоченные принимать решения от имени их организаций и которые
могут входить на контакт в течение 24 часов в сутки.
84
Для новых пользователей номера телефонов будут обеспечиваться при
подписании ими договора связи. Номера передаются в письменной форме по
мере изменения содержимой информации.
455. При возникновении нарушения необходимо выполнить:
1) если нарушение возникло на электроустановке пользователя,
пользователь уведомляет об этом системный оператора и электросетевые
компании вместе с любыми другими пользователями;
2) если это находится на электроустановке электросетевой компании,
электросетевая компания уведомит системного оператора и всех пользователей
об этом;
3) если нарушение сначала обнаружено системным оператором, тогда
системный оператор сообщает об этом электросетевым компаниям и
пользователям.
456. После уведомления электросетевой компанией или пользователем о
возникновении нарушения, системный оператор, при необходимости, передает
по телефону дополнительную информацию.
При уведомлении о нарушении системный оператор определяет, факт
нарушения, системной аварии и если это подтверждается, системный оператор
вправе, установив причины системной аварии, приступить к ее ликвидации.
Системный оператор немедленно уведомляет все электросетевые
компании и всех местных пользователей о причинах системной аварии.
С момента установления причины аварии, все коммуникации между
диспетчерами региональных центров управления предоставляются диспетчеру
национального диспетчерского центра по его требованию.
457. При возникновении в единой электроэнергетической системе
Республики Казахстан ситуации, связанной с выходом ее на изолированную
работу по независящим от системного оператора причинам, возможно
возникновение тяжелой аварии при потере значительной генерирующей
мощности, при этом не исключается:
1) возникновение лавины частоты;
2) нарушение устойчивости;
3) выход на раздельную работу региональных электростанций и энергоузлов
действием частотной делительной автоматики со сбалансированной нагрузкой,
разделение единой электроэнергетической системы на части действием
автоматики ликвидации асинхронного режима;
4) полная остановка электростанций, не оснащенных частотной делительной
автоматикой;
5) погашение основной части потребителей, питающихся от национальной
электрической сети.
458. В случае возникновения аварийной ситуации системный оператор:
1) немедленно сообщает об аварии в системе всем прямым потребителям
остановленных электростанций и о полном прекращении им поставок
электроэнергии.
85
Каждый потребитель, получивший сообщение об аварии в системе,
принимает все необходимые меры, чтобы предупредить свой персонал,
осуществляющий эксплуатацию для исключения тяжких последствий от
прекращения электроснабжения;
2) дает распоряжения:
на блочные электростанции о проверке отключенного положения
выключателей генераторов энергоблоков, проверке питания собственных нужд;
отключить все отходящие от электростанции межрегиональные и
тупиковые воздушные линии 110-220-500 кВ;
подготовить схему приема напряжения по воздушным линиям 220 кВ от
гидроэлектростанций Восточного региона единой электроэнергетической
системы Республики Казахстан;
при сохранении питания собственных нужд - приступить к развороту
энергоблоков;
3) включить дополнительно гидрогенераторы на гидроэлектростанцию
для создания вращающегося резерва не менее 300 мегаВатт и подать
напряжение по воздушной линии 220 кВ на шины блочных электростанций для
питания их собственных нужд;
4) одновременно запросить диспетчеров энергосистем соседних
государств об оказании помощи по электроснабжению погашенных
потребителей;
5) для приема напряжения дать распоряжения диспетчерам системного
оператора и электросетевых компаний об отключении воздушной линии-220 и
500 кВ, отходящих от погашенных подстанций 220 и 500 кВ;
6) по мере набора нагрузки на блочных электростанциях подавать
напряжение на погашенные районы, контролируя частоту и перетоки мощности
по межрегиональным воздушным линиям;
7) подачу напряжения от энергосистем соседних государств осуществлять
включением линий 220 и 500 кВ с постепенным подключением, в первую
очередь, ответственных потребителей (шахты, котельные, водоснабжение),
контролируя уровни напряжения и нагрузку в питающей сети;
8) поэтапно, с предупреждением о кратковременном погашении,
перевести нагрузку потребителей единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан, запитанных от энергосистем соседних государств, на
питание от контрактных энергоисточников;
9) синхронизировать отдельные части единой электроэнергетической
системы и включить на параллельную работу региональные электростанции и
энергоузлы;
10) замкнуть все шунтирующие связи 220 кВ;
11) по мере восстановления режима работы электростанций, обеспечить
поставки электроэнергии от контрактных энергоисточников согласно суточного
графика.
86
5.8. Обмен информацией о работе и/или событиях
459. Расследование, классификации, оформление и учет технологических
нарушений в работе единой электроэнергетической системы Республики
Казахстан устанавливается в соответствии с нормативными документами в
сфере электроэнергетики.
460. Границы конфиденциальности и доступности информации
устанавливают соответствующие органы.
461. Эксплуатация является запланированным действием, о котором
сообщается заранее электросетевой компанией или пользователем системному
оператору или пользователем электросетевой компании. Эти действия
выполняются на постоянной основе.
462. Для поддержания связи все стороны гарантируют наличие
соответствующего оборудования для обеспечения достоверного обмена
необходимой информацией с системным оператором и/или электросетевой
компанией, 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.
463. Для подстанций напряжением 220кВ, 500кВ и 1150кВ,
энергопроизводящих организаций с производимой мощностью свыше 10
МВатт, потребителей электроэнергии мощностью в точке подключения к
национальной электрической сети более 5 МВатт, 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 (региональный диспетчерский центр) по двум
независимым направлениям.
Между национальным диспетчерским центром и диспетчерскими
центрами системного оператора (региональными диспетчерскими центрами),
между диспетчерскими центрами системного оператора (региональными
диспетчерскими центрами), которые имеют смежные зоны управления, между
национальным диспетчерским центром и национальными диспетчерскими
центрами энергосистем сопредельных государств необходима организация
каналов связи и передачи данных телеметрии по двум независимым
направлениям.
464. Каждый диспетчерский центр любого субъекта оптового рынка
электроэнергии, независимо от форм собственности, оборудуется прямыми
каналами связи и передачи данных телеметрии для оперативно-диспетчерского
управления. Обеспечивается связь и обмен данными телеметрии:
1) между диспетчерским центром региональной электросетевой компании и
подстанциями 35 кВ и выше, находящимися в оперативном управлении этих
87
диспетчерских
центров;
2) между диспетчерским центром региональной электросетевой компании и
диспетчерским центром пользователя или подстанции пользователя при
отсутствии
у
него
диспетчерского
центра;
3) между диспетчерским центром региональной электросетевой компанией
и диспетчерским центром системного оператора (региональным диспетчерским
центром);
4) между национальным диспетчерским центром и диспетчерским центром
системного
оператора
(региональным
диспетчерским
центром):
5) между диспетчерскими центрами системного оператора (региональными
диспетчерскими центрами), которые имеют смежные зоны управления;
6) между диспетчерским центром системного оператора (региональным
диспетчерским центром) и диспетчерским центром крупных потребителей
электроэнергии
или
подстанциями
пользователя
при
отсутствии
диспетчерского
центра;
7) между национальным диспетчерским центром и национальными
диспетчерскими центрами энергосистем сопредельных государств.
Все крупные инциденты отражаются в письменном отчете. В случае
возникновения спора по вопросу является ли происшедшее событие крупным
инцидентом, решение принимает системный оператор. Данное положение
применяется к событию в любой части единой электроэнергетической системы
Республики Казахстан, включая региональную электрическую сеть.
465. Выбор спектра частот каналов ВЧ связи по воздушным линиям
электропередач для организации голосовых каналов, каналов передачи данных
и каналов передачи и приема сигналов команд релейной защиты и
противоаварийной автоматики и его согласование, при необходимости, с
уполномоченными органами сопредельных государств возлагается на
системного оператора. Потребители, независимо от форм собственности,
использующие оборудование ВЧ связи по таким линиям, по состоянию на
начало каждого года предоставляют системному оператору перечень всех ВЧ
каналов связи с указанием типов используемого оборудования и номиналов
частот, с привязкой к конкретным объектам и схемы электрических сетей 35
кВ, 110 кВ, 220 кВ, 500 кВ и 1150 кВ.
466. Обо всех запланированных изменениях режимов работы
оборудования и линий электропередачи системного оператора и субъекты
оптового рынка электроэнергии уведомляются в соответствии с передачей
оборудования по способу диспетчерского управления, а также в соответствии с
условиями договоров и в соответствии с нормативными документами.
467. Уведомления о запланированных изменениях режима работы
воздушной линии и оборудования содержат достаточную детализацию, чтобы
получатель уведомления смог правильно и полно оценить последствия и риски,
связанные с ними. Получатель вправе просить, разъяснения по возникшим в
связи с получением уведомления вопросам.
88
468. Уведомления при эксплуатации оборудования предоставляются в
следующих случаях:
1) планируемая эксплуатация выключателя или разъединителя, или любая
их последовательность или комбинация их обоих;
2) выполнение запланированной остановки энергоустановки и (или)
аппаратуры, которое было согласовано в соответствии с настоящими
Правилами;
3) синхронизация и десинхронизация генерирующей установки;
4) изменение режима эксплуатации генерирующей установки;
5) инструкция по частоте и контроль активной мощности;
6) инструкция по контролю напряжения;
7) изменения защиты системы;
8) процедуры ввода в эксплуатацию;
9) иные случаи.
469. Уведомления при возникновении непредвиденных событий
предоставляются в следующих случаях:
1) проблемы с установкой и аппаратурой, включая срабатывание
аварийной сигнализации, ненормальные рабочие режимы и временные
изменения мощности;
2) повреждение оборудования управления, связи и измерительных
устройств;
3) проблемы с защитой, в том числе с устройствами автоматики и
защитой от перегрузки, а также ложное срабатывание защиты;
4) любые нарушения нормального режима, повреждения и отключения
основного оборудования;
5) нарушения электроснабжения;
6) нарушения согласованных графиков активной и реактивной мощности;
7) нарушения техники безопасности или потенциальная опасность,
включая несчастные случаи с людьми;
8) пожары, загрязнения окружающей среды и другие аварийные
ситуации, которые могут оказать влияние на нормальный режим работы;
9) события, связанные с ядерными или радиационными случаями, или
нарушения правил эксплуатации ядерных установок, ведущие к снижению
безопасности или уровня выработки (мощности);
10) наличие неблагоприятных погодных условий или их прогноз;
11) и иные непредвиденные события.
470. В целях правильного рассмотрения получателем уведомления и
оценки последствий, возможного риска уведомление о событиях составляется
достаточно подробным, с описанием события. В уведомлении указывается имя
человека, информирующего о проведении операции. Получатель вправе
задавать вопросы для разъяснения уведомления, а уведомляющая сторона
прилагает все усилия, для предоставления нужной информации.
89
471. Уведомление предоставляется незамедлительно, в письменном виде,
в случае невозможности оно передается в устной форме. Письменное
уведомление подтверждается устным заявлением перед началом события.
472. Любое устное уведомление повторяется получателем.
473. Сообщения о пуске всегда даются в письменной форме за две
недели, как минимум, и подкрепляются устным предупреждением.
474. В случае риска широкого распространения серьезной аварии на всю
или часть системы, системный оператор выдает предупреждение о серьезной
аварии в системе всем пользователям, на которых нарушение режима будет
потенциально распространяться. Это предупреждение дается в устной, либо в
письменной форме.
475. Во время действия предупреждения о серьезной аварии в системе,
каждый пользователь, получивший предупреждение о серьезной аварии в
системе, предпринимает все необходимые меры, чтобы предупредить свой
персонал, осуществляющий эксплуатацию и эксплуатирует оборудование и
аппаратуру в условиях, которые наилучшим образом могут выдержать такие
аварии.
476. Крупный инцидент - событие, которое влияет на эксплуатацию
системы и выражается в следующем:
1) отключение оборудования и (или) аппаратуры вручную или
автоматически;
2) напряжение вне рабочих пределов;
3) частота системы вне допустимых пределов важного события;
4) неустойчивость системы;
5) перегрузка системы;
6) серьезное повреждение системы связи, оказывающее влияние на
работу рынка или системы;
7) несчастные случаи, сопровождающиеся людскими потерями или
серьезными повреждениями.
477. Все крупные инциденты отражаются в письменном отчете. В случае
возникновения спора по вопросу является ли происшедшее событие крупным
инцидентом, решение принимает системный оператор. Данное положение
применяется к событию в любой части единой электроэнергетической системы,
включая региональную электрическую сеть.
478. В случае, если сторона уведомляет системного оператора или
региональную электросетевую компанию, событие, которое рассматривается
системным оператором или электросетевой компаний, как оказавшее или,
которое может оказать значительное влияние на работу электрической сети,
системный оператор и (или) электросетевая компания вправе запросить,
уведомляющую сторону отчет об этом событии в письменной форме.
479. В случае уведомления системным оператором или электросетевой
компанией пользователя о событии, которое рассматривается пользователем,
как оказавшее или, которое может оказать значительное влияние на работу
90
пользователя, тогда пользователь вправе запросить у системного оператора
и\или электросетевой компании отчет об этом событии в письменной форме.
480. В любом из выше упомянутых случаев, сторона, в чьей системе
произошло событие, в течение четырех часов готовит краткий письменный
отчет по факту данного события. Там, где требуется представление
письменного отчета, отчет начинается в течение одной недели и завершается в
течение одного месяца.
481. Если важное событие произошло в одной или более
энергопроизводящей организации и/или системе пользователя, одна или все
стороны представляют отчет или совместный отчет.
482. В случае возникновения крупного инцидента и письменный отчет
предоставлен энергопроизводящей организации, электросетевая компания или
пользователь любой из этих сторон вправе запросить в письменном виде,
проведения более детального совместного расследования крупного инцидента.
Любая из сторон также вправе предложить включение в совместное
расследование других заинтересованных сторон.
483. Рабочие задания и все вопросы, имеющие отношение к совместному
расследованию согласовываются сторонами до начала совместного
расследования.
484. Совместное расследование начинается в течение двух недель с
момента первоначального запроса и завершается в течение двух месяцев с
момента первоначального запроса.
485. Основной целью письменного отчета является установление
причины возникновения произошедшего события.
486. В содержание письменного отчета входит следующее:
1) стандартная лицевая страница с резюме руководства;
2) место расположения;
3) краткое изложение крупного инцидента;
4) дата и время крупного инцидента;
5) повреждения;
6) сотрудники, подрядчики, либо члены общественности, которых
затронуло данное событие;
7) поврежденное оборудование;
8) электропотребление и/или производство энергии, которые подверглись
влиянию, в том числе указать мегаВатт, и количество затронутых заказчиков;
9) группа по расследованию;
10) события, которые привели к данному инциденту;
11) действия, предпринятые сразу же после события;
12) заключения (основные и второстепенные, если это применимо);
13) причина инцидента (непосредственная и основная причины);
14) рекомендации;
15) дальнейшие действия.
91
487. В приложениях к отчету включаются рабочие задания и копии
соответствующих документов таких, как журналы коммутации, журнал
событий, документация по технике безопасности, схема системы, фотографии.
В целях сохранения анонимности копии изменяются так, чтобы удалить
фамилии, содержащиеся в отчетах, от всеобщего обозрения.
488. Получатель письменного отчета в целях прояснения неясных
моментов вправе задать вопрос, а сторона, подготовившая отчет, по мере
возможности, дает ответы на затронутые вопросы.
5.9. Непредвиденные обстоятельства
489. В случае возникновения непредвиденных обстоятельств, неучтенных
в настоящих Правилах, системный оператор и электросетевые компании, в
зависимости от случая, незамедлительно консультируются со всеми
вовлеченными сторонами для достижения соглашения по возможным
действиям.
При этом, вопросы связанные с линиями электропередачи
межрегионального уровня относятся к системному оператору, вопросы
связанные с распределительными линиями электропередачи регионального
уровня относятся к распределительным электросетевым компаниям.
Если соглашение между системным оператором или электросетевой
компанией и другими сторонами не было достигнуто, системный оператор или
электросетевая компания, определяют необходимые меры для устранения
возникших непредвиденных обстоятельств и уведомляют стороны и
уполномоченный орган о своем решении и доводах в пользу его принятия.
Во всех случаях, когда системный оператор или электросетевая компания
принимают такое решение, оно должно максимально учитывать мнение сторон
по этому вопросу.
490. При исполнении решения каждая сторона следует всем указаниям,
оперативным распоряжениям системного оператора или электросетевой
компании, которые не нарушают надежную работу энергоустановок
определенной стороны. Системный оператор или электросетевая компания
незамедлительно информируют обо всех случаях непредвиденных
обстоятельств и принятых решениях.
92
Приложение 1
к Электросетевым правилам
УТВЕРЖДАЮ
_________
(подпись руководителя)
«____»_________ 20__ год
Заявка
На присоединение (существующего потребителя) _____________________________________
(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 Республики Казахстан)
2.
Заявленная мощность и электропотребление объекта по годам.
Годы
Р, МВт
Э, млн.кВт.ч.
Текущее (20___г)
Планируемое
(на предстоящий период - 5
лет)
20__ г.
20__г.
20__г.
Характер нагрузки - постоянная, переменная, сезонная, др;
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 и т.д.) для
использования в качестве резервного источника электроснабжения;
6) дополнительные сведения (копии решений, актов о выделении земельных участков и др).
3.
4.
93
Приложение 2
к Электросетевым правилам
УТВЕРЖДАЮ
__________
(подпись руководителя)
«____»_________ 20__ год
Заявка
На присоединение (нового потребителя)_____________________________________________
(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 Республики Казахстан)
2.
Заявленная мощность и электропотребление объекта по годам; соs φ (tg φ) нагрузки.
годы
20___г. (год ввода)
(последующий период – 5
лет)
20___ г.
20___ г.
Р, МВт
Э, млн.кВт.ч.
Характер нагрузки - постоянная, переменная, сезонная, др;
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 и т.д.);
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 и т.д.)
для использования в качестве резервного источника электроснабжения;
7) дополнительные сведения (копии решений, актов о выделении земельных участков и др);
3.
4.
94
Приложение 3
к Электросетевым правилам
УТВЕРЖДАЮ
________________
(подпись руководителя)
«____»_________ 20__ год
Заявка
На присоединение (существующей электростанции)__________________________________________________
(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 Республики Казахстан)
2. Установленная/располагаемая мощность объекта по годам
Годы ввода
Текущее (20__г.)
Планируемое
(на предстоящий период - 5
лет)
20___г.
20___г.
20___г.
Руст, МВт
Ррасп, МВт
3. Приложения:
1. ситуационный план размещения объекта;
2.
существующая и предполагаемая схема присоединения (выдачи мощности)
электростанции (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.
дополнительные сведения (копии решений, актов о выделении земельных участков и др.).
95
Приложение 4
к Электросетевым правилам
УТВЕРЖДАЮ
_________________
(подпись руководителя)
«____»_________ 20__ год
Заявка
На присоединение (новая электростанция) ___________________________________________
(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 Республики Казахстан)
2.
Установленная/располагаемая мощность объекта по годам
Годы
20__г. (год ввода)
(последующий период
- 5 лет)
20___г.
20___г.
20___г.
3.
Руст, МВт
Ррасп, МВт
Приложения:
1. ситуационный план размещения объекта;
2. предполагаемая схема присоединения (выдачи мощности) электростанции (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 и т.д.);
4. перечень собственных потребителей (с указанием электрических нагрузок
существующих и планируемых потребителей, технических характеристик их
электроустановок);
5. дополнительные сведения (копии решений, актов о выделении земельных участков и
др.).
96
Приложение 5
к Электросетевым правилам
Процедуры подключения и ориентировочные сроки их исполнения
Действия
1. Подача официальной заявки
2. Выдача Технических условий при предоставлении
пользователем полной информации для объектов с
суммарной мощностью до 100 килоВатт
3. Выдача Технических условий при предоставлении
пользователем полной информации для объектов с
суммарной мощностью от 100 до 1000 килоВатт (если не
требуется усиление сети)
4. Выдача Технических условий при предоставлении
пользователем полной информации для объектов с
суммарной мощностью от 100 до 1000 килоВатт (если
требуется усиление сети)
срок
(рабочие дни)
7 дней
10 дней
Исполнитель
Пользователь
Электросетевая компания и/или
энергопроизводящая организация,
собственник сети
Электросетевая
компания
и/или
энергопроизводящая организация
30 дней
Электросетевая
компания
и/или
энергопроизводящая
организация,
собственник сети
5. Выдача Технических условий при предоставлении
пользователем полной информации для объектов с
суммарной мощностью свыше 1 мегаВатт (если не требуется
усиление сети)
30 дней
Электросетевая
компания
и/или
энергопроизводящая
организация,
собственник сети
6. Выдача Технических условий при предоставлении
пользователем полной информации для объектов с
суммарной мощностью свыше 1 мегаВатт (если требуется
усиление сети)
7. Уведомление о принятии технических условий к
исполнению
8. Подписание договора на оказание услуг
45 дней
Электросетевая
компания
и/или
энергопроизводящая
организация,
собственник сети
30 дней
Пользователь
30 дней
Электросетевая
компания
и/или
энергопроизводящая
организация
и/или
энергоснабжающая
огранизация, пользователь
Комиссия
Госэнергонадзор
9. Приемка объектов подключения
10. Выдача разрешения на включение
-
97
Приложение 6
к Электросетевым правилам
Процедуры отключений линий электропередачи
№
1
Действие
Представление графика отключений
линий электропередачи и сетевого
оборудования
Дата
(до 30 июня)
2
Представление графика ремонтов
генерирующих установок и
электрооборудования
электростанций
Согласование отключений
с диспетчерскими
центрами сопредельных государств
(до 1 сентября)
3
(до 15 декабря)
4
Утверждение окончательного
графика
(до 25 декабря)
5
Выдача окончательного
утвержденного графика
(до 30 декабря)
6
Начало осуществления
утвержденного графика остановок
(со 2 января
следующего
года)
Примечание
в соответствии с распределением
оборудования и воздушных линий
по способу диспетчерского
управления
в соответствии с распределением
оборудования и воздушных линий
по способу диспетчерского
управления
в соответствии с распределением
оборудования и воздушных линий
по способу диспетчерского
управления
в соответствии с распределением
оборудования и воздушных линий
по способу диспетчерского
управления
в соответствии с распределением
оборудования и воздушных линий
по способу диспетчерского
управления
в соответствии с распределением
оборудования и воздушных линий
по способу диспетчерского
управления
98
Приложение 7
к Электросетевым правилам
Сроки организационных мероприятий для проведения испытаний
№
Действия
10
11
Согласование категории испытания с
системный оператором
Назначение Координатора группы
испытаний
Публикация уведомления о
предполагаемом испытании
Подробная информация об
уведомлении
Комплектация группы испытаний
Подготовка уведомления
Окончательное утверждение
системных испытаний
Подготовка Программы испытания
Утверждение программы системным
оператором испытания
Выполнение системного испытания
Подготовка отчета
12
Утверждение отчета
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Период
уведомления
за 6 месяцев
Д* – 1+2 недели
Кем
Пользователем/ Электросетевой
компанией
системный оператор
Д - 1+1 месяц
системный оператор
Д - 3+2 недели
Пользователи
Д - 4 месяца
Д - 3 месяца
Д - 2 месяца
системный оператор
Группа испытаний
системный оператор
Д - 6 месяцев
Д - 1 месяц
Группа испытаний
системный оператор
Д
Д+1 месяц
Д+2 месяца
* - «Д» - дата предполагаемого системного испытания.
Все
системный оператор /инициатор
испытания
системный оператор
99
Приложение 8
к Электросетевым правилам
Сроки проведения системных испытаний
№
1
Действия
Согласование с системным оператором
категории системного испытания
Период уведомления
Д* - 6 недель
2
Назначение Координатора и членов
группы испытаний
Д - 1+2 недели
3
Выпуск уведомления о предполагаемом
проведении испытания
Д - 1+1 месяц
4
Проведение системного испытания
5
Подготовка отчета
Д+1 месяц
6
Утверждение Отчета
Д+2 месяца
* - «Д» - дата предполагаемого системного испытания.
Д
Кем
Пользователем/
региональной
электросетевой
компанией
Пользователем/
региональной
электросетевой
компанией
Координатор
испытания
Пользователем/
региональной
электросетевой
компанией
Координатор
испытания
Пользователем/
региональной
электросетевой
компанией
100
Приложение 9
к Электросетевым правилам
Класс точности оборудования коммерческого учета
Таблица 1
Класс точности присоединений
500кВ и выше, генераторы
200 МВт и выше
220÷6 кВ,
генераторы до 200
МВт
низкого
напряжения
Трансформатор тока
0,2
0,5
0,5
Трансформатор напряжения
0,2
0,5
-
Счетчик активной энергии
0,2
0,5
1,0
Счетчик реактивной энергии
1,0
2,0
4,0
Тип
Общая точность коммерческого учета
Ток в
процентном
отношении от
номинального
Коэффиц
иент
мощност
и
Таблица 2
Допустимая погрешность измерений электроэнергии
500 кВ,
220÷110 кВ,
35÷6 кВ,
генераторы
низкого
генераторы от 50
генераторы до
200 МВт и
напряжения
до 200 МВт
50 МВт
выше
Активная
энергия
От 20% до 120%
1
+/-0,5
+/-1,1
+/-1,6
+/-1,5
От 5% до 20%
1
+/-0,7
+/-1,1
+/-1,6
+/-2,5
От 1% до 5%
1
+/-1,5
+/-1,5
+/-2,1
-
От 20% до 120%
0,5 инд до
0,5 емк
+/-0,8
+/-1,1
+/-1,6
+/-2,5
От10% до120 %
0
+/-2,0
+/-2,0
+/-2,0
+/-2,0
От10% до120 %
0,866 с
отстовани
ем к 0,866
с
опережен
ием
+/-2,5
+/-2,5
+/-3,0
+/-4,0
Реактивная
энергия
101
Интервалы поверки и тестирования счетчиков
Ряд соединений
Интервал повторной поверки
статических
счетчиков
коммерческого учета
Интервал тестирования
500 кВ и выше, генераторы
200 мегаВатт и выше,
лет
Таблица 3
220 кВ и ниже, генераторы менее
200 мегаВатт,
лет
В соответствии с описанием типа
средств измерений
В соответствии с описанием типа
средств измерений
2
3
102
Приложение 10
к Электросетевым правилам
Стандарты регулирования частоты
Таблица 1
Время для
восстановления до
рабочих пределов
Режим работы
Диапазон частоты
Обычный режим
-0,2 + 0,2 Гц
Поддерживается в
размере больше 95% от
ежедневного значения
-0,4 + 0,4 Гц
-1,0 + 0,5 Гц
Допустимо не более
90 часов в год
Послеаварийный режим
Послеаварийный режим
Наибольшие рабочие напряжения
Номинальное напряжение
Наибольшее рабочее напряжение
1150кВ
500кВ
220кВ
110кВ
35кВ
10кВ
6кВ
<1кВ
1200кВ Макс.
525кВ Макс.
252кВ Макс.
126кВ Макс.
40,5кВ Макс.
12кВ Макс.
7,2кВ Макс.
-
Таблица 2
Максимальное отклонение
напряжения
(- 10% до + 10%)
(- 10% до + 10%)
(- 10% до + 10%)
Допустимое повышение напряжения
Таблица 3
Кратность амплитуды
отклонения напряжения
U макс.доп.
U макс.раб.
Допустимая
длительность одного
случая не более
Допустимое число
случаев в год не более
Интервал между двумя случаями не
менее
От 1.0 до
1.025
(525кВ 538кВ)
От 1.025 до 1.05
От 1.05 до 1.075
(538кВ - 551кВ)
(551кВ - 564кВ)
8 часов
3 часа
1 час
200 сл.
125 сл.
75 сл.
12 часов
103
Приложение 11
к Электросетевым правилам
Допустимое повышение напряжения в электрической сети 500-110кВ
Оборудование
Силовые трансформаторы и
автотрансформаторы
Шунтирующие реакторы
электромагнитные
трансформаторы напряжения
Коммутационная
аппаратура,
емкостные трансформаторы
напряжения,
трансформаторы тока,
конденсаторы связи и
шинные опоры
Вентильные разрядники типа
РВМГ
Вентильные разрядники типа
РВМК
Вентильные разрядники типа
РВМК-II
Вентильные разрядники всех
типов напряжением
110-220кВ
Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия,
сек. (в относительных единицах от максимально допустимого рабочего
напряжения)
1200 сек
20 сек
1 сек
0.1 сек
1.10
1.25
1.90
2.00
1.10
1.15
1.15
1.25
1.35
1.35
1.50
2.00
1.50
1.58
2.08
1.58
1.15
1.60
2.20
2.40
1.15
1.60
1.70
1.80
1.15
1.35
1.38
-
1.15
1.35
1.45
-
1.15
1.35
1.70
-
1.15
1.35
1.38
-
Скачать