Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің кейбір бұйрықтарына өзгерістер мен толықтырулар енгізу туралы

Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2024 жылғы 14 қазандағы № 367 бұйрығы. Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде 2024 жылғы 16 қазанда № 35270 болып тіркелді

БҰЙЫРАМЫН:

1. "Электр желілік қағидаларды бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 18 желтоқсандағы № 210 бұйрығына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10899 болып тіркелген) мынадай өзгерістер мен толықтырулар енгізілсін:

кіріспе жаңа редакцияда жазылсын:

"Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 19 қыркүйектегі № 994 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі туралы ереженің 15-тармағының 283) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:";

көрсетілген бұйрықпен бекітілген Электр желілік қағидаларда:

1-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"1. Осы Электр желілік қағидалар (бұдан әрі – Қағидалар) Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 19 қыркүйектегі № 994 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі туралы ереженің (бұдан әрі – Ереже) 15-тармағының 283) тармақшасына сәйкес әзірленді.";

2-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"2. Осы Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:

1) баланстық тиесілік – энергия өндіруші, энергия беруші ұйымдардың және тұтынушының меншік құқығында немесе өзге де заңды негізде тиесілі электр желісінің учаскесі;

2) генерациялайтын қондырғы – электр энергиясын өндіретін құрылғы;

3) желіні пайдаланушы – ұлттық электр желісіне қуаты 1 мегаваттан (бұдан әрі – МВт) жоғары қосу нүктесі бар электр энергиясын тұтынушы;

4) жоғары кернеу – 1000 Вольт (бұдан әрі – В) және одан жоғары кернеу;

5) жүйелік оператордың ұлттық диспетчерлік орталығы (бұдан әрі – ЖО ҰДО) – жүйелiк оператордың құрылымына кіретін, Қазақстан Республикасының біртұтас электр энергетикалық жүйесін (бұдан әрі – Қазақстан БЭЖ-і) жедел басқару мен электр энергиясын теңгерімдеу және оның сапасын қамтамасыз етудi қоса алғанда, оның жұмыс сенімділігі үшін жауап беретiн бөлiмше;

6) заттай сынақтар – жүйенің сипаттамаларын зерделеу мақсатында Қазақстан БЭЖ-і немесе оның бір бөлігіне әсер туғызу жолымен жасалатын сынақтар;

7) "кіру-шығу" схемасы – электр беру желісінің қайта салынған учаскелері және қосылатын кіші станциялар мен электр станцияларының шиналары арқылы бұрыннан бар электр беру желілері бойынша электр энергиясы транзитін сақтай отырып,бұрыннан бар электр беру желісінің кесіндісіне қосу арқылы кіші станция мен электр станциясын электр желісіне қосу схемасы;

8) Қазақстан БЭЖ-інің авариядан кейiнгi жұмыс режимi – электр энергетикасы жүйесiнiң зақымданған элементiн авариялық ажыратудан кейiн туындайтын және қалыпты жұмыс режимi қалпына келтірілгенге дейін жалғасатын қалыптасқан режим;

9) Қазақстан БЭЖ-і жұмысының қалыпты режимi – электр энергетикалық жүйенің режимін жоспарлау кезінде көзделген барлық элементтерi жұмыс істеп тұрған және жасалған шарт талаптарына сәйкес электр энергиясының барлық тұтынушыларын электрмен жабдықтау қамтамасыз етiлетiн қалыптасқан жұмыс режимi;

10) Қазақстан БЭЖ-і электр қуаты резервтерінің пулы (бұдан әрi – ЭҚР ПУЛы) – генераторлар, электр беру желiлерi кенеттен iстен шыққан немесе тұтыну ұлғайған жағдайда тұтынушыларды энергиямен үздіксіз жабдықтауды қамтамасыз етуге арналған электр қуатының резерві;

11) қосалқы тұтынушы – тұтынушының электр желілеріне тікелей қосылған тұтынушы;

12) қосалқы (шунтталатын) электр беру желілері – бұрыннан бар электр беру желілеріне қосымша Қазақстан Республикасының электр энергиясы нарығының субъектілері салған және (немесе) салуды жоспарлаған, энергия торабында қуаттың бөлінуін өзгертетін электр беру желілері, олар бойынша электр энергиясының қалыпқа түскен сапасымен және сенімділік деңгейімен электр энергиясын беру жүзеге асырылады;

13) "нөлдіктен бұрылу" – энергия өндіруші ұйымды консервациядан, резервтен немесе толық тоқтатылғаннан кейін іске қосу, электр желісін біртұтас электр энергетикалық жүйе ретінде ең қысқа мерзімде қалпына келтіру;

14) өңiрлiк электр желісі – өңірлік электр желілік компанияға жататын және (немесе) ол пайдаланатын электр беру желілері мен кіші станциялардың жиынтығы;

15) реактивтi энергия – ауыспалы ток тізбегінде электр магниттiк өрiс жасауға жұмсалатын энергия;

16) суық резерв – отынмен қамтамасыз етілген және жұмысқа әзір тұрған, іске қосылмаған генерациялайтын қондырғылардың қолда бар жиынтық қуаты;

17) тараптардың пайдалану жауапкершілігінің шекарасы – күтіп ұстауға, қызмет көрсетуге және техникалық жай-күйіне жауапты шаруашылық жүргізуші субъектілердің арасындағы энергетикалық жабдықты және (немесе) электр желісін бөлу нүктесі, ол баланстық тиесілік немесе шарт бойынша анықталады және осы шаруашылық жүргізуші субъектілердің арасындағы тараптардың баланстық тиесілігі мен пайдалану жауапкершілігін бөлудің тиісті актісімен расталады;

18) техникалық шарттар – электр желілеріне қосылу үшін қажетті техникалық талаптар;

19) тоқтату – генерациялайтын қондырғылардың жоспарлы немесе жоспардан тыс істен шығуы;

20) төменгі кернеу – 1000 В төмен кернеу;

21) тура қосылуы бар пайдаланушы – энергия беруші ұйымның қатысуынсыз энергия өндіруші ұйымға қосылған тұтынушы;

22) электр желісінің баланстық тиесілік шекарасы – электр энергиясы нарығының шаруашылық жүргізуші субъектілері: энергия өндіруші (энергия беруші) ұйымдар мен тұтынушылар арасындағы, сондай-ақ тұтынушылар мен қосалқы тұтынушылар арасындағы электр желісін бөлу нүктесі, ол электр желісінің баланстық тиесілігі бойынша анықталады;

23) электр қондырғысы – электр энергиясын өндіруге, түрлендіруге, трансформациялауға, беруге, тұтынуға және (немесе) оны энергияның басқа түріне түрлендіруге арналған машиналар, аппараттар, желілер мен қосалқы жабдық (олар орнатылған құрылыстар мен үй-жайларды бірге алғанда) жиынтығы;

24) электр станциясы – электр және жылу энергиясын өндіруге арналған, құрамында құрылыс бөлігі, энергияны түрлендіретін жабдығы мен қажетті қосалқы жабдығы бар энергетикалық объект;

25) электр энергиясын жинақтау жүйесі – электр энергиясын жинақтауға, сақтауға және беруге арналған автоматтандырылған басқару жүйесі бар техникалық құрылғы және Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес оны пайдалану үшін технологиялық тұрғыдан қажетті, онымен өзара байланысты құрылысжайлар мен инфрақұрылым;

26) электр энергиясының сальдо-ток ағымы – электр беру желілерінің, трансформаторлардың белгілі бір тобы (қимасы) бойынша немесе коммерциялық есепке алу нүктелері бойынша электр энергиясын қабылдау/ босату мәндерінің алгебралық қосындысы.

Осы Қағидаларда пайдаланылатын өзге де ұғымдар Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасына сәйкес қолданылады.";

42-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"42. Қазақстан БЭЖ-інде электр энергиясын өндіру, тұтыну, беру, сақтау процестерін диспетчерлендіруді жүйелік оператор жүзеге асырады.";

73-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"73. Қазақстан БЭЖ-індегi генерациялайтын қуатты авариялық азайтқан кезде кернеуi 10 кВ және 35 кВ желiге қосылған генерациялайтын қондырғылары бар электр станцияларын қоса алғанда, энергия өндіруші ұйымның, кернеуі 35 кВ және одан жоғары желiге тікелей қосылатын тұтынушылардың, кернеуі 6 кВ және одан жоғары желіге тікелей қосылатын электр энергиясын жинақтау жүйелерінің жедел персоналы жүйелік оператордың үйлестіруімен әрекет етеді:

1) жылу және гидроэлектр станцияларында айналмалы резервті, оның ішінде ЭҚР ПУЛы арқылы жұмылдыру есебінен жиілік пен берілген мемлекетаралық сальдо-ток ағымдарын қалпына келтіреді;

2) генерацияны авариялық азайтқан электр станциясында немесе өзара, оның iшiнде ЭҚР ПУЛы арқылы резервтеу шарттары бар электр станцияларында салқын резервтi ұлғайтады;

3) қуат резервтері таусылған кезде генерацияны авариялық азайтқан өндiрушiден желі пайдаланушыларының жүктемесі үшiн шектеулер енгiзеді;

4) шектелген желі пайдаланушыларын электрмен жабдықтауды резервтi қоса отырып қалпына келтiреді;

5) электр энергиясын жинақтау жүйесінің резервтегі электр қуаты мен сыйымдылығы есебінен жиілікті қалпына келтіреді.";

мынадай мазмұндағы 75-1-тармақпен толықтырылсын:

"75-1. Тұтынушылардың энергиямен жабдықталуын және жиіліктің авариялық ауытқулары кезінде электр станцияларының жұмыс істеуін сақтау мақсатында жиілікті бастапқы реттеуді дайындаушы зауыттардың нұсқаулықтарында берілген сипаттамаларға байланысты және жүйелік оператор бекіткен нормативтерге сәйкес барлық электр энергиясын жинақтау жүйелері жүзеге асырады.";

76, 77, 78 және 79-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"76. Нормаланған бастапқы реттеуді бөлінген электр станциялары (энергоблоктары) және (немесе) бастапқы реттеудің берілген сипаттамаларына (параметрлеріне) сәйкес бастапқы реттеудің резервтері жоспарланған және тұрақты қолдау көрсетілетін, оларды тиімді пайдалану қамтамасыз етілген нормаланған бастапқы реттеудің электр энергиясының жинақтау жүйелері жүзеге асырады.

77. Нормаланған бастапқы реттеу мақсаттары үшін жүйелік оператордың талаптарын қанағаттандыратын электр станциялары және (немесе) электр энергиясын жинақтау жүйелері тартылады. Нормаланған бастапқы реттеу үшін бөлінбеген барлық электр станциялары және (немесе) электр энергиясын жинақтау жүйелері жалпы бастапқы реттеуге қатысады. Жүйелік оператор электр қондырғылары жабдықтарының техникалық ақаулары немесе тұрақсыз жұмысы кезінде генерациялайтын қондырғылардың және (немесе) электр энергиясын жинақтау жүйелерінің жиілікті реттеуге қатыспауына уақытша рұқсат береді.

78. Қайталама реттеу туындаған қуат теңгерімсіздігінің орнын толтыру, транзиттік байланыстың асқын жүктемелерін жою, жиілік пен берілген сыртқы ағымдарды қалпына келтіру және соның салдарынан бастапқы реттеу іске қосылған кезде жұмсалған бастапқы реттеу қуатының резервтерін қалпына келтіру үшін арнайы бөлінген электр станциялары және (немесе) электр энергиясын жинақтау жүйелерінің активті қуатын автоматты түрде немесе жедел өзгерту жолымен жүзеге асырылады.

79. Үшінші реттеу қайталама резервтің таусылған кезінде оны қалпына келтіру мақсатында электр станциясының және (немесе) электр энергиясын жинақтау жүйелерінің қуатын өзгерту жолымен жүзеге асырылады.";

мынадай мазмұндағы 83-1 және 83-2-тармақтармен толықтырылсын:

"83-1. Диспетчерлік команда бойынша немесе қашықтан басқару командасы бойынша энергия сақтау жүйесінің белсенді қуатының өзгеруі электр энергиясын сақтау жүйесінің номиналды қуатының кемінде 10 %/мин құрайды.

Электр энергиясын сақтаудың электрхимиялық жүйелері үшін диспетчерлік команда немесе қашықтан басқару командасы бойынша белсенді қуаттың өзгеруі номиналды қуаттың кемінде 100 %/мин құрайды.

83-2. Бастапқы реттеу процесінде электр энергиясын жинақтаудың электрхимиялық жүйелерінің белсенді қуатының өзгеруі номиналды қуаттан кемінде 10 %/сек жылдамдықпен жүреді.";

119-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"119. Электр станцияларының жүктемесін автоматты түрде түсірудің тиісті техникалық жай-күйі мен жұмыс қабілеттілігін электр станциясының иесі қамтамасыз етеді. Жүйелік оператор Қазақстан БЭЖ-індегі электр станцияларының жүктемесін автоматты түрде түсіруге қосылған жүктеме көлеміне бақылауды жүзеге асырады. Электр станциясының иесі Жүйелік оператордың ГАА-ға қосылған жүктеме көлемін бақылауы үшін қажетті телеметриялық ақпаратты беруді қамтамасыз етеді.";

123-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"123. Желіні пайдаланушы жүктемені өшірудің арнайы автоматикасының тиісті техникалық жай-күйі мен жұмыс қабілеттілігін сақтауды қамтамасыз етеді. Желіні пайдаланушы Жүйелік оператордың ЖААА-ға қосылған жүктеме көлемін бақылауы үшін қажетті телеметриялық ақпаратты беруді қамтамасыз етеді.";

129-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"129. Орнықтылықтың бұзылуын автоматты түрде алдын алудың кіші жүйесі авариялық қозулар кезiнде динамикалық орнықтылықтың бұзылуының алдын алу және авариядан кейінгі жағдайларда қамтылатын ауданның берiлген қималары үшін статикалық орнықтылықтың нормативтiк қорын қамтамасыз етуге арналады.

Қазақстан БЭЖ-де орнықтылықтың бұзылуын автоматты алдын алудың кіші жүйесі 1150-500-220 кВ негiзгi желiдегi нормативті авариялық қозулар кезiнде аварияға қарсы басқару мiндеттерiн шешу жолымен Қазақстан БЭЖ-нің жекелеген энергия аудандарының аралас энергия бiрлестiктермен өзара немесе аралас энергия бiрлестiктерінің бiреуiмен қатарлас жұмысының орнықтылығын сақтауды қамтамасыз ететiн аварияға қарсы автоматика құрылғыларының жиынтығымен құралған.

Қазақстан БЭЖ-де орнықтылықтық бұзылуын автоматты түрде алдын алудың басқарушылық әсерлері ретiнде мыналар: генераторларды ажырату, жүктеменi ажырату, жүйенi бөлу, резервтiк гидрогенераторларды енгiзу, шунтталатын реакторларды ажырату, электр энергиясын жинақтау жүйелерін ажырату, электр энергиясын жинақтау жүйелерінің электр энергиясын жинақтау және беруі қолданылады.";

146-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"146. Қазақстан БЭЖ-нің сенімді жұмыс істеуінің негізгі шарттарының бірі осы Қағидалар мен Ереженің 15-тармағының 267) тармақшасына сәйкес бекітілетін Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларының талаптарына сәйкес жұмыс істейтін, жүйелік оператормен келісілген көлемдерде желіні пайдаланушылардың электр қондырғыларында релелік қорғау, режимдік және аварияға қарсы автоматика құралдарының болуы болып табылады.";

3-қосымшада:

мынадай мазмұндағы 2-1) және 2-2) тармақшалармен толықтырылсын:

"2-1) электр энергиясын жинақтаудың электрхимиялық жүйелерінің тозуының орнын толтыруды ескере отырып, электр энергиясын жинақтау жүйелерінің жыл сайынғы қолда бар қуаты мен сыйымдылығының көлемі;

2-2) электр энергиясын жинақтау жүйелерінің жыл сайынғы дайындық коэффициенті;";

мынадай мазмұндағы 15)тармақшамен толықтырылсын:

"15) дайындаушы зауыттардың нұсқаулықтарында берілген электр энергиясын жинақтау жүйелерінің техникалық сипаттамалары, оның ішінде жауап беру уақыты, тәулігіне, айына, жылына электр энергиясын жинақтау (заряд)/беру (разряд) циклдерінің саны.".

2. "Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларын бекіту туралы" Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 247 бұйрығына (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 11066 болып тіркелген) мынадай өзгерістер мен толықтырулар енгізілсін:

кіріспе жаңа редакцияда жазылсын:

"Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 19 қыркүйектегі № 994 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі туралы ереженің 15-тармағының 267) тармақшасына сәйкес БҰЙЫРАМЫН:";

көрсетілген бұйрықпен бекітілген Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларында:

1-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"1. Осы Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидалары (бұдан әрі – Қағидалар) Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2014 жылғы 19 қыркүйектегі № 994 қаулысымен бекітілген Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігі туралы ереженің (бұдан әрі – Ереже) 15-тармағының 267) тармақшасына сәйкес әзірленді және электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану тәртібін айқындайды.";

3-тармақта:

1) тармақша жаңа редакцияда жазылсын:

"1) ағымдағы жөндеу – жабдықты (қондырғыны) қалыпты пайдалануға кедергі келтіретін, анықталған ақауларды жою үшін орындалатын жөндеу, оларды жою жұмыс істеп тұрған жабдықты тоқтатуды қажет етеді;";

мынадай мазмұндағы 9), 10), 11) және 12) тармақшалармен толықтырылсын:

"9) электр энергиясын жинақтау жүйесі – электр энергиясын жинақтауға, сақтауға және беруге арналған автоматтандырылған басқару жүйесі бар техникалық құрылғы және Қазақстан Республикасының электр энергиясын жинақтау жүйесі заңнамасына сәйкес оны пайдалану үшін технологиялық тұрғыдан қажетті, онымен өзара байланысты құрылысжайлар мен инфрақұрылым;

10) электр энергиясын жинақтау жүйесінің номиналды белсенді қуаты – жабдықты дайындаушының (өндірушінің) паспорттық деректерімен анықталатын қуат, киловаттпен;

11) электр энергиясын жинақтау жүйесінің сыйымдылығы – жабдықты дайындаушының (өндірушінің) паспорттық деректерімен анықталатын электр энергиясының көлемі, киловатт-сағатпен;

12) электр энергиясын жинақтау жүйесінің толық заряд (разряд) циклі – жабдықты дайындаушының (өндірушінің) паспорттық деректерімен анықталатын, электр энергиясын зарядтың номиналды күйіне дейін жинақтау және электр энергиясын разрядтың номиналды тереңдігіне дейін беру процесі.";

4-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"4. Электр станцияларының, қазандықтардың, электр энергиясын жинақтау жүйелерінің, электр және жылу желілерінің негізгі міндеттері электр және жылу энергиясын өндіру, беру, жинақтау, сақтау және тұтынушыларға босату (бұдан әрі – энергия өндіру) болып табылады.";

9-тармақ алып тасталсын;

12-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"12. Жабдық пен жеке жүйелерді жеке және функционалды сынауларды осы торап бойынша барлық құрылыс және монтаждау жұмыстары аяқталғаннан кейін жобалық сызбалар бойынша тапсырыс берушінің қызметшілерін тарта отырып бас мердігер жүргізеді. Жеке және функционалды сынаулар алдында осы Қағидалардың, еңбек қауіпсіздігі стандарттары жүйесін (бұдан әрі – ЕҚСЖ) қоса алғанда, құрылыс нормалары мен қағидалардың (бұдан әрі – ҚНжҚ), мемлекеттік стандарттардың (бұдан әрі – МЕМСТ), технологиялық жобалау нормаларының, электр энергетикасы, энергия үнемдеу және энергия тиімділігі салаларындағы заңнаманың, Ереженің 15-тармағының 268) тармақшасына сәйкес бекітілетін Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы қағидаларының, Ереженің 15-тармағының 284) тармақшасына сәйкес бекітілетін Энергетикалық кәсіпорындар үшін өрт қауіпсіздігі қағидаларының талаптарын, жабдықты монтаждау бойынша өндіруші зауыттардың нұсқаулары мен нұсқаулықтарын орындауы тексеріледі.";

15-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"15. Кешенді сынамалауды тапсырыс беруші жүргізеді.

Оны желіге немесе жүктемеге қосу сәті энергетикалық қондырғыны кешенді сынамалаудың басталуы болып саналады.

Жобамен қарастырылмаған сызбалар бойынша жабдықты кешенді сынамалау жүргізілмейді.

Электр станцияларының күрделі жөндеуден өткен жабдығы 72 сағат ішінде жүктемемен қабылдау-тапсыру сынағына жатады. Шектеулі су ресурстары кезіндегі ең жоғары режимде жұмыс істейтін гидроэлектр станциялары (бұдан әрі – ГЭС) үшін жүктемемен сынаулар жиынтық өндірілуі 24 сағатпен бірнеше күнге созылады.

Негізгі жабдықтың 72 сағат ішінде негізгі отында номиналды жүктемемен және будың жобалық параметрлерімен (газтурбиналы жабдықтар (бұдан әрі – ГТЖ) үшін - газ) қалыпты және үздіксіз жұмыс істеу жағдайы кезінде кешенді сынамалау жүргізілген деп саналады:

1) негізгі отындағы электр станциялары мен қазандықтар үшін – номиналды жүктемемен және будың жобалық параметрлерімен;

2) жылу электр станциясы үшін – судың қысымымен және шығынымен;

3) ГЭС үшін – іске қосу жиынтығында көзделген параметрлермен және іске қосу кешеніне кіретін барлық қосымша жабдықтың тұрақты немесе кезекпен жұмыс істеуі кезінде.

Кіші станциялар жабдығының – 72 сағат ішінде, ал электр беру желілерінің 24 сағат ішінде жүктемемен қалыпты және үздіксіз жұмыс істеуі кезінде электр желілерінде кешенді сынамалау жүргізілген деп саналады.

Жабдық жүктемемен 24 сағат ішінде жобалау құжаттамасында көзделген номиналды қысыммен қалыпты және үздіксіз жұмыс істеуі кезінде жылу желілерінде кешенді сынамалау жүргізілген деп саналады.

ГТҚ үшін – 10 іске қосуды сәтті жүргізу, ал ГЭС-тің гидроагрегаттары және гидрошоғырланушы электр станциялары (бұдан әрі – ГШЭС) үшін 3 автоматты іске қосу кешенді сынамалау шарты болып табылады.

Өндіруші зауыт белгілеген нормаланған техникалық параметрлермен электр энергиясын жинақтаудың (зарядтың) және берудің (разрядтың) 2 толық циклін сәтті жүргізу электр энергиясын жинақтау жүйелері үшін кешенді сынамалаудың қосымша шарты болып табылады.

Кешенді сынамалау кезінде жобада көзделген, режимдік баптауды талап етпейтін бақылау-өлшеу, бұғаттау аспаптары, сигнал беру және қашықтан басқару, қорғау және автоматты реттеу жабдықтары қосылады.

Бірлескен немесе жеке сынамалау кезінде жылу электр станциясы үшін (ГТЖ үшін - газдың) – номиналды жүктемеге және будың жобалық параметрлеріне, ГЭС үшін – су арыны мен шығынына, кіші станцияда және (немесе) электр беру желілерінде – жүктемеге, жылу желілері үшін – жылу жеткізгіш параметрлеріне іске қосу кешенімен көзделген жұмыстардың орындалмауымен байланысты емес себептерге байланысты қол жеткізу және кешенді сынамалауды негізгі отында жүргізу мүмкіндігі болмаса, қабылдау комиссиясы кешенді сынамалауды резервті отын негізінде жүргізу жөніндегі шешімді, сондай-ақ шекті параметрлер мен жүктемелерді қабылдайды және олар іске қосу кешенін пайдалануға қабылдау актісінде жазылады.";

29 және 30-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"29. Жөндеудің барлық түрлерінің кезеңділігі мен ұзақтығы нормативтік-техникалық құжаттарда белгіленеді, олардың негізінде немесе дайындаушы зауыттың паспортына сәйкес жоспарлы-алдын алу жұмыстарының графигі жасалады.

30. Күрделі және орташа жөндеу жұмыстарынан өткен электр станцияларының, кернеуі 35 киловольт (бұдан әрі – кВ) және одан жоғары кіші станциялардың жабдығы, сондай-ақ жылу желілерінің жабдығы 72 сағат ішінде жүктемемен қабылдау-тапсыру сынағынан өтуге жатады.";

31-тармақ мынадай мазмұндағы 7) тармақшамен толықтырылсын:

"7) электр энергиясын жинақтау жүйелері үшін – автоматтандырылған басқару жүйелерінің күту режиміне ауыстыру сәті.";

мынадай мазмұндағы 36-1-тармақпен толықтырылсын:

"36-1. Жарылыс қаупі бар аймақтарда электр жабдықтарын пайдалану Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2015 жылғы 30 наурыздағы № 246 бұйрығымен бекітілген (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10949 болып тіркелген) Тұтынушылардың электр қондырғыларын техникалық пайдалану қағидаларының 23-тарауының талаптарына сәйкес жүзеге асырылады.";

43-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"43. Барлық технологиялық жүйелер, негізгі жабдық, ғимараттар мен құрылыстар, оның ішінде энергия объектілердің құрамына кіретін гидроқұрылыстар жүйелі түрде техникалық куәландандыруға жатады.

Куәландыру қолданыстағы нұсқаулықтарда, нормативтік-техникалық құжаттарда және Қағидаларда белгіленген мерзімде, бірақ 5 жылда кемінде 1 рет жүзеге асырылады.

Техникалық зерттеп-қарау нәтижелері объектінің техникалық паспортына енгізіледі.

Техникалық куәландыруды энергия объектінің техникалық жетекшісі немесе оның орынбасары басшылық ететін энергия объектінің техникалық комиссиясы жүргізеді. Комиссияға энергия объектінің құрылымдық бөлімшелерінің басшылары мен мамандары, мамандандырылған және сарапшы ұйымдардың мамандары кіреді.

Өндіруші белгілеген нормативтік мерзімі өткен жабдықты мамандандырылған ұйым зерттеп-қарайды.

Одан әрі пайдалану мерзімін белгілеу үшін сараптамалық зерттеп-қарау жүргізілгеннен кейін өндіруші белгілеген нормативтік мерзімі өткен жабдықты одан әрі пайдалануға жол беріледі.

Техникалық куәландырудың көлемі мен кезеңділігі оны жүргізудің барлық рәсімін регламенттейтін тиісті нормативтік-техникалық құжаттарда белгіленеді.

Техникалық куәландыру нәтижелері жабдықтың техникалық паспортына енгізіледі.

Бақылау процесінде анықталған авариялық-қауіпті ақаулары бар, сондай-ақ техникалық куәландырудан өтпеген энергия қондырғыларын пайдалануға тыйым салынады.";

90-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"90. Өлшеу құралдарын индикаторлар разрядына аудару – энергия объектісі басшысының бұйрығымен ресімделеді.";

114-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"114. Жүйелік оператор генерациялайтын қондырғыны пайдаланудың бүкіл мерзімі ішінде генерациялайтын модульдің Қазақстан Республикасының электр энергетикасы саласындағы заңнамасында қойылатын талаптарға сәйкестігіне, оның ішінде жаңартылатын энергия көздерінен генерациялайтын қондырғыларда (бұдан әрі – ЖЭКГҚ) орнатылған өтпелі режимдер мониторингі жүйелерінен (бұдан әрі – ӨРМЖ) ақпарат алу жолымен мониторинг және бағалау жүргізеді.";

236-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"236. Техникалық сумен жабдықтау жүйелерінің (ірі торлардың, су тазалағыш торлардың конструктивтік элементтері, суды қабылдаушы және сорып алушы камералары мен арынды су өткізгіштердің беті) бетіне моллюск, дрейссен немесе басқа да биоағзалар қаптап өскен кезінде өспейтін жабындылар қолданылады, тракті ыстық сумен шайылады, 1,5 айда 4-5 тәулік ішінде 1 рет белсенді 1,5-2,5 мг/дм³ хлор мөлшерін қосалқы жабдыққа келетін салқындатылған су хлорланады.";

290-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"290. Резервтік сорғылар, қыздырғыштар мен сүзгілер жарамды және іске қосуға әрдайым дайын болады.

Жұмыс істеп тұрған сорғыларды резервке қосу мен жоспарлы ауыстырылуын тексеру график бойынша айына 1 реттен жиі емес жүргізіледі. Резервті автоматты түрде қосудың іске қосылуын тексеру техникалық басшы бекіткен бағдарлама мен график бойынша тоқсанына кемінде 1 рет жүргізіледі.";

292-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"292. Отынды онда ұзақ уақыт сақтағаннан кейін мазуты бар резервуарды жұмысқа қосар алдында төменгі қабаттан (0,5 м-ге дейін) ылғалдылыққа талдау жасау үшін мазуттың сынамасын алу жүргізіледі және тұндырылған су мен молынан суланған мазуттың қазандыққа түсуіне жол бермейтін шаралар қабылданады.";

342-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"342. Салқындатылмаған барабан қазандығын толтыру босатылған барабанның жоғарғы металл температурасы 1600С (Цельсий градусы) жоғары болмаған кезде жүргізіледі.

Егер барабанның кез келген нүктесіндегі металдың температурасы 1400С-тан (Цельсий градусы) асса, оны гидропресстеу үшін сумен толтыруға тыйым салынады.";

354-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"354. Қазандықты жалпы бу құбырына қосу дренаждау және байланыстырушы бу құбырын жылытудан кейін жүргізіледі. Қазандықтың артындағы бу қысымы қосылған кезде жалпы бу құбырындағы бу қысымына тең болады.";

366-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"366. Қазандықтардың қаптамасы жарамды күйде ұсталады. Қоршаған ауаның температурасы 25⁰С (Цельсий градусы) болғанда қаптама бетіндегі температура 45⁰С-тан (Цельсий градусы) аспайтын деңгейде қамтамасыз етіледі.";

372-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"372. Барабанның суытылуын жеделдету мақсатында тоқтаған қазандықты суды құрғата отырып қоректендіруге тыйым салынады.";

442-тармақтың бірінші бөлігі жаңа редакцияда жазылсын:

"442. ГТҚ-ның тоқтатушы және реттеуші отын қақпашаларының абсолютті тығыздығы қамтамасыз етіледі. Бұл ретте егер бұл зауыттық нұсқаулықта көзделсе, қақпақшалар әрбір іске қосу алдында толық жүріске, сондай-ақ үздіксіз жұмыс кезінде күн сайын жүрістің бір бөлігіне өтуі тиіс.";

473-тармақтың бірінші бөлігі жаңа редакцияда жазылсын:

"473. Басқару құралдарына күштік және өлшеу кабелдік желілерін төсеу Ереженің 15-тармағының 270) тармақшасына сәйкес бекітілетін Электр қондырғыларын орнату қағидаларына сәйкес орындалады.";

558-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"558. Гидро және пневматикалық күлді кетіру жүйесін пайдалану мыналарды:

1) су, ауа және электр энергиясының оңтайлы жұмсалуы;

2) күл-қож құбырларының аз тозуы;

3) сыртқы пульпа құбырлары мен су құбырларының мұздатылмаған күйін, күлді ағызу аппараттарында, арналар мен пульпа қабылдаушы бункерлерде тұнбаның болмауын, бункерлерде, тесіктер мен пневматикалық күлді кетірудің күл құбырларында күл қалдықтарының жиналмауын қамтамасыз ететін режимдерде ұйымдастырылады .

Нашар еритін қосылыстармен судың қанығуын және өлшенген қатты бөліктердің тұнығуын (ағаруын) жою үшін тұндыру бассейнінің қажетті көлемі мен тереңдігі қарастырылады.";

636-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"636. Металлды бақылауды зертханалар немесе қарамағында тиісті жабдығы бар цех персоналымен бірлесіп, металл қызметі жүзеге асырады. Бақылауға дайындау мен оны өткізу бойынша міндеттерді бөлуді электр станциясының техникалық басшысы бекітеді. Жұмыстарды орындау үшін мамандандырылған ұйымдар тартылады.";

648-тармақтың бірінші бөлігі жаңа редакцияда жазылсын:

"648. Қоздырудың автоматтық реттеуіштері (бұдан әрі – ҚАР) әрдайым іске қосылған күйінде пайдаланылады. Жөндеу немесе тексеру кезінде ҚАР-ды немесе олардың жекелеген элементтерін (ең аз қозуын шектеу) ажырату жүргізіледі.";

688-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"688. Генератордың күрделі және ағымдағы жөндеу турбиналардың күрделі және ағымдағы жөндеу жұмыстарымен қатар жүргізіледі.

Синхрондық компенсаторларды күрделі жөндеу жұмысы 4-5 жылда 1 рет жүргізіледі. Турбогенераторлар мен синхрондық компенсаторлардағы роторды алып шығара отырып, маңдайша бөлшектерінің бекітілуін күшейтуді, статор ойықтарын қайта клиндеу, шиналар мен кронштейн бекітпелерін тексеруді, және статор жүрекшесінің пресс тығыздығын тексеруді қоса алғанда, бастапқы жөндеу жұмыстары пайдалануға берілгеннен кейін кемінде 8000 жұмыс сағатынан кешіктірілмей жүргізіледі. Гидрогенераторлардағы бастапқы жөндеу жұмыстары кемінде 6000 сағаттан кешіктірілмей жүргізіледі.

Кейінгі жөндеулер кезінде генераторлар мен синхрондық компенсаторлардың роторларын шығарып алу қажеттілігі бойынша немесе осы Қағидалардың, Ереженің 15-тармағының 270) тармақшасына сәйкес бекітілетін Электр қондырғыларын орнату қағидаларының талаптарына сәйкес жүзеге асырылады.";

736 және 737-тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"736. Автотрансформаторлар мен реакторлардың қуаты 110 кВ және одан жоғары, сондай-ақ трансформаторлардың қуаты 330 кВ және одан жоғары орамаларының бейтараптамасы жерге тұйықталған режимде жұмыс істейді.

Трансформаторлар мен автотрансформаторлардың бейтараптамасын арнайы реакторлар арқылы жерге тұйықтауға техникалық басшының шешімі бойынша жол беріледі.

Техникалық басшының шешімі бойынша разрядтағышпен қорғалған кезде бейтараптаманың сынақ кернеуі тиісінше 100 және 200 кВ жерге тұйықталмаған бейтараптамамен 110 және 220 кВ трансформаторлардың жұмысына жол беріледі.

Есептеулерді негіздеу кезінде техникалық басшының шешімі бойынша разрядтағышпен қорғалған бейтараптаманың 85 кВ сынақ кернеуі бар жерге тұйықталмаған бейтараптамасы 110 кВ трансформаторлардың жұмысына жол беріледі.

737. Газ релесінің сигналы істеген кезде трансформатордың (реактордың) сырты қарап-тексеріледі, жануын талдау және тексеру үшін реледен газ алынады. Персоналдың қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін реледен газ алу кезінде және оның іске қосылу себебін анықтау кезінде трансформатор (реактор) жүктемесі ең қысқа мерзімге түсіріледі және ажыратылады.

Егер реледегі газ жанбайтын болса, трансформатордың (реактордың) зақымдалу белгілері жоқ болса, ал оның ажыратылуы электр энергиясының толықтай өтуін тоқтатса, трансформатор газ релесінің сигналға іске қосылу себебін анықтағанға дейін дереу қосылуы мүмкін. Трансформатордың (реактордың) жұмыс істеу ұзақтығын энергия объектіcінің техникалық басшысы белгілейді.

Газ релесінен шыққан газ талдамасының, майдың хроматографиялық талдамасының нәтижелері, басқа да өлшемдердің (сынақтардың) нәтижелері бойынша газ релесінің іске қосылу себебі анықталады, трансформатордың (реактордың) техникалық жай-күйі мен оның қалыпты қолданылу мүмкіндігі айқындалады.";

765-тармақтың үшінші бөлігі жаңа редакцияда жазылсын:

"Ауа ажыратқыштарының резервуарларын гидравликалық сынаулар тексеру кезінде резервуарлардың тұрақтылығына күмән келтіретін ақаулар байқалған жағдайда жүргізіледі. Резервуарлардың ішкі беткі қабаттарының коррозияға қарсы жабыны болған кезде пайдаланылады.";

883-тармақтың екінші бөлігінің 1) тармақшасы жаңа редакцияда жазылсын:

"1) ажыратқыштары, қорғау аралықтары, құбырлы және вентильді разрядтаушылары бар тіректерде және нөлдік өткізгішті қайта жерге қосатын қондырғылары бар тіректерде – 6 жылда кемінде 1 рет;";

мынадай мазмұндағы 957-1, 957-2, 957-3, 957-4, 957-5, 957-6, 957-7, 957-8, 957-9, 957-10, 957-11, 957-12 және 957-13-тармақтармен толықтырылсын:

"957-1. Электр энергиясын жинақтау жүйелерінің жұмыс жағдайлары мен режимін айқындайтын барлық параметрлерінің мәндері дайындаушы зауыттардың және арнайы заттай сынақтардың деректері негізінде, бірақ осы Қағидаларда талап етілетін мәндерден кем емес белгіленеді.

957-2. Электр энергиясын жинақтау жүйелері жинақталатын және берілетін электр энергиясының көлемін бөлек есепке алуды қамтамасыз ететін екі бағытты электр энергиясын есепке алу аспаптарымен жарақтандырылады.

957-3 Электр энергиясын жинақтау жүйелерін басқару автоматтандырылған басқару жүйелері арқылы жүзеге асырылады.

957-4. Қуаты 60 МВт және одан жоғары электр энергиясын жинақтау жүйелері жиілік пен қуатты автоматты реттеудің орталықтандырылған жүйесіне (ЖҚАР ОЖ) қосылады.

Қуаты 60 МВт-тан төмен электр энергиясын жинақтау жүйелері электр энергиясын жинақтау және беру режимдерінде қуатты автоматты басқарудың жергілікті жүйесімен жабдықталады.

957-5. Электр энергиясын жинақтау жүйелері аварияға қарсы автоматиканың қажетті көлемімен жарақтандырылады. Бұл ретте қосалқы жабдықтың параметрлері электр энергиясын жинақтау жүйелерінің мүмкіндіктерін шектемейді.

957-6. Электр энергиясын жинақтау жүйелері сыртқы қысқа тұйықталудан қорғаныс құрылғыларымен қорғалады.

957-7. Электр энергиясын жинақтау жүйелерінің ең төменгі рұқсат етілген заряд деңгейі жабдықты дайындаушының/өндірушінің паспорттық деректеріне сәйкес анықталады, бірақ энергияны жинақтау жүйесінің жалпы сыйымдылығының 10% - дан аспайды.

957-8. Энергияны жинақтаудың электрхимиялық жүйелері тәулігіне цикл мөлшерін шектемей, күнтізбелік жылда кемінде 400 (төрт жүз) толық заряд/разряд циклін қамтамасыз етеді.

957-9. Электр энергиясының технологиялық шығысын (ысырабын), сондай-ақ энергияны жинақтау жүйесінің өз қажеттіліктеріне электр энергиясын тұтынуын оның иесі өтейді.

957-10. Электр энергиясын жинақтау жүйелерінің дайындық коэффициенті жылына кемінде 0,92 болады.

957-11. Желіге қосылған электр энергиясын жинақтау жүйесі үшін ұсынылатын кернеу деңгейлері осы Қағидаларға 27-қосымшаға сәйкес айқындалады.

957-12. Электр энергиясын жинақтау жүйелеріне осы Қағидалардың 692 – 701-тармақтарына сәйкес талаптар белгіленеді. Бұл ретте электр энергиясын жинақтау жүйесінің техникалық және функционалдық параметрлері (бірақ онымен шектелмей) мынаны:

1) электр энергиясын өндірудің тәуліктік кестелерін сақтауды;

2) жүйелік оператор берген жұмыс режимдерін сақтауды;

3) белсенді қуатты бастапқы, қайталама және үшінші реттеуде электр энергиясын жинақтау жүйесін іске қосуды;

4) энергияны жинақтау жүйесінің жұмыс параметрлері туралы қажетті ақпаратты беруді;

5) аварияға қарсы басқаруда электр энергиясын жинақтау жүйесін іске қосуды қамтамасыз етеді.

957-13. Электр энергиясын жинақтау жүйелерінің жұмыс режимін Жүйелік оператор тәуліктік кестенің сақталуын қамтамасыз ету, ҚР БЭЖ-дегі белсенді қуаттың теңгерімсіздігін өтеу, реактивті қуатты, жиілік пен кернеуді реттеу, энергия жүйесінің тұрақтылығын қамтамасыз ету, берілген мемлекетаралық сальдо-ток ағымын қолдау және электр беру желілерінің жүктемесін оңтайландыру мақсатында айқындайды.";

972-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"972. Алдағы жылға арналған электр станциясының негізгі жабдығы мен құрылыстарының (түтін құбырлары, градирня және басқалары) күрделі, орташа және ағымдағы жөндеу жұмыстарының графиктері жылдың айлары бойынша жөндеу қуатының рұқсат етілген мәндері мен нормативтері негізінде әзірленеді, жабдықты диспетчерлік басқару тәсілі бойынша бөлуге сәйкес ӨДО-мен немесе Қазақстан ЖО ҰДО-мен келісіледі және оны ұйымның техникалық басшысы бекітеді.

Жоспарларды (графиктерді) өзгертуден бас тарту энергия жүйесі жұмысының сенімділігін және (немесе) электр энергиясының сапасын жол берілмейтін төмендету, тұтынушыларды шектеу қаупіне әкелсе немесе технологиялық бұзушылықтар туындау қаупі төнген кезде күрделі және орташа жөндеулердің жылдық графиктерін өзгерту осы Қағидаларда және Қазақстан Республикасы Энергетика министрінің 2014 жылғы 18 желтоқсандағы № 210 бұйрығымен (Нормативтік құқықтық актілерді мемлекеттік тіркеу тізілімінде № 10899 болып тіркелген) бекітілген Электр желілік қағидаларда көзделген тәртіппен өзгерістерді бекіте отырып, ӨДО, Қазақстан ЖО ҰДО келісімі бойынша жүргізіледі.";

979 және 980 - тармақтар жаңа редакцияда жазылсын:

"979. Қазақстан БЭЖ-інде немесе жеке жұмыс істейтін энергетикалық тораптарда жиілік пен қуаттың ток ағымын реттеуді:

1) реттеу диапазонының (жиілілікті бастапқы реттеу) шегінде турбиналарды реттеу жүйесінің ықпалымен қуатын өзгерту жолымен жиілікті өзгерту кезінде барлық электр станциялары жүзеге асырады, бұл ретте реттеу статизмі мен жиілілік бойынша сезімтал емес аймақ Қазақстанның ҰДО ЖО-мен келісіледі;

2) жиілілігі мен қуаттың ток ағымы бойынша режимді реттеу (режимді қайталама реттеу) үшін бөлінген электр станциялары мен электр энергиясын жинақтау жүйелері;

3) реттеу диапазоны (жиілікті бастапқы реттеу) шегінде реттеу жүйелерінің әсерінен қуатты өзгерту жолымен жиілік өзгерген кезде электр энергиясын жинақтаудың барлық жүйелері жүзеге асырады, бұл ретте реттеу статизмі мен жиілік бойынша сезімтал емес аймақ Қазақстаннан ЖО ҰДО-мен келісіледі.

980. Жиілілік пен қуаттың ток ағымын автоматты реттеу (бұдан әрі – ЖҚАР) мүмкіндігі болмаған кезде (ЖҚАР болмаса немесе жарамсыз болса, режимі бойынша шектеу) реттеуді Қазақстанның ҰДО ЖО диспетчерінің өкімімен электр станциялары және электр энергиясын жинақтау жүйелері жүзеге асырады.";

984-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"984. Жиіліктің авариялық ауытқуы кезінде электр станциялары мен электр энергиясын жинақтау жүйелерінің персоналы жоғары тұрған жедел-диспетчерлік персоналдың нұсқауына сәйкес әзірленген жергілікті нұсқаулық бойынша әрекет ете отырып, оны қайта қалпына келтіру шараларын өзі атқарады.";

1016-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"1016. Кіші станциялар мен электр станцияларын қосудың қалыпты және жөндеу схемаларын жыл сайын энергия объектісінің (құрылымдық бірліктің) техникалық басшысы бекітеді. Электр желісінің қалыпты схемаларын жыл сайын электр желісінің техникалық жетекшісі (диспетчерлік басқару деңгейіне сәйкес) бекітеді.

Қалыпты және жөндеу схемалары оған кіретін жабдық жедел қарамағындағы немесе жедел басқаруындағы диспетчерлік басқару органымен келісіледі.";

1090-тармақ жаңа редакцияда жазылсын:

"1090. Жедел және әкімшілік-техникалық басшылардың өз міндеттерін орындамайтын өзіне бағынысты жедел-диспетчерлік персоналды жұмыс орнынан алып тастауға және ауысымда міндеттерді тиісінше ауыстыруды немесе қайта бөлуді жүргізуге құқығы бар.

Бұл ретте жедел журналға жазба жасалады немесе жазбаша өкім шығарылады және жедел-диспетчерлік басқарудың тиісті деңгейлерінің персоналына бағыныстылығы бойынша хабарланады.";

11-қосымша осы бұйрыққа 1-қосымшаға сәйкес жаңа редакцияда жазылсын;

осы бұйрыққа 2-қосымшаға сәйкес 27-қосымшамен толықтырылсын.

3. Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Жаңартылатын энергия көздері департаменті Қазақстан Республикасының заңнамасында белгіленген тәртіппен:

1) осы бұйрықты Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркеуді;

2) осы бұйрық ресми жарияланғаннан кейін оны Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің интернет-ресурсында орналастыруды;

3) осы бұйрық Қазақстан Республикасының Әділет министрлігінде мемлекеттік тіркелгеннен кейін он жұмыс күні ішінде Қазақстан Республикасы Энергетика министрлігінің Заң қызметі департаментіне осы тармақтың 1) және 2) тармақшаларында көзделген іс-шаралардың орындалғаны туралы мәліметтерді ұсынуды қамтамасыз етсін.

4. Осы бұйрықтың орындалуын бақылау жетекшілік ететін Қазақстан Республикасының энергетика вице-министріне жүктелсін.

5. Осы бұйрық алғашқы ресми жарияланған күнінен кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасы Энергетика министрі

А. Саткалиев

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Өнеркәсіп және құрылыс министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Ұлттық экономика министрлігі

"КЕЛІСІЛДІ"

Қазақстан Республикасының

Ішкі істер министрлігі

	Қазақстан Республикасы Энергетика министрі 2024 жылғы 14 қазандағы № 367 бұйрыққа 1-қосымша
	Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 11-қосымша

Турбина конденсатының сапасы

Қазандықтың артындағы номиналды қысым, кгс/см2 (МПа)	40(3,9)	100(9,8)	140(13,8)
Жалпы қаттылығы, мкг-экв/дм3, артық емес, қазандықтар үшін:
сұйық отында	5	1	1
отынның басқа да түрлерінде	10	3	1

Конденсатты сорғылардан кейін еріген оттегінің мөлшері 20 мкг/кг аспайды. Конденсаторда желілік суды қыздырумен нашарлаған вакуум режимінде жұмыс істейтін турбиналар үшін жабдықтың нормативтік сипаттамасына сәйкес түзетіледі.

	Қазақстан Республикасы Энергетика министрі 2024 жылғы 14 қазандағы № 367 бұйрыққа 2-қосымша
	Электр станциялары мен желілерін техникалық пайдалану қағидаларына 27-қосымша

Желіге қосылған энергияны жинақтау жүйесі үшін кернеу деңгейлері

Энергияны сақтау жүйесінің номиналды қуаты	Қол жеткізу кернеуінің деңгейі	Кіру режимі
8 кВт дейін	220/0,4 кВ	бір фазалы немесе үш фазалы
8,1 кВт - 1000 кВт	0,4 кВ	үш фазалы
1001 кВт - 5000 кВт	6 кВ - 10 кВ	үш фазалы
5001 кВт – 100 000 кВт	35 кВ -110 кВ	үш фазалы
100 001 кВт-тан астам	220 кВ және одан жоғары	үш фазалы

О внесении изменений и дополнений в некоторые приказы Министра энергетики Республики Казахстан

Приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 14 октября 2024 года № 367. Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 16 октября 2024 года № 35270

ПРИКАЗЫВАЮ:

1. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 18 декабря 2014 года № 210 "Об утверждении Электросетевых правил" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10899) следующие изменения и дополнения:

преамбулу изложить в новой редакции:

"В соответствии с подпунктом 283) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, ПРИКАЗЫВАЮ:"

в Электросетевых правилах, утвержденных указанным приказом:

пункт 1 изложить в новой редакции:

"1. Настоящие Электросетевые правила (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 283) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан (далее – Положение), утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994.";

пункт 2 изложить в новой редакции:

"2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

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

2) генерирующая установка - устройство, вырабатывающее электрическую энергию;

3) пользователь сети – потребитель электроэнергии мощностью в точке подключения к национальной электрической сети более 1 мегаватт (далее – МВт);

4) высокое напряжение - напряжение 1000 Вольт (далее – В) и выше;

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

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

7) схема "заход-выход" – схема присоединения подстанции и электростанции к электрической сети посредством подключения в рассечку существующей линии электропередачи с сохранением транзита электроэнергии по существующей линии электропередачи через вновь построенные участки линии электропередачи и шины присоединяемой подстанции и электростанции;

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

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

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

11) субпотребитель – потребитель, непосредственно подключенный к электрическим сетям потребителя;

12) дублирующие (шунтирующие) линии электропередачи - линии электропередачи, построенные и (или) планируемые к строительству субъектами рынка электрической энергии Республики Казахстан дополнительно к существующим линиям электропередачи, по которым осуществляется передача электрической энергии с нормируемым качеством электроэнергии и уровнем надежности, и изменяющие распределение мощности в энергоузле;

13) "разворот с нуля"1 – пуск энергопроизводящей организации из консервации, резерва или после полного останова, восстановление электрической сети как единой электроэнергетической системы в кратчайшие сроки;

14) региональная электрическая сеть – совокупность линий электропередачи и подстанций, принадлежащих и (или) эксплуатируемых региональной электросетевой компании;

15) реактивная энергия – энергия, затрачиваемая на создание электромагнитного поля в цепях переменного тока;

16) холодный резерв – суммарная располагаемая мощность незадействованных генерирующих установок, обеспеченных топливом и готовая к работе;

17) граница эксплуатационной ответственности сторон – точка раздела энергетического оборудования и (или) электрической сети между хозяйствующими субъектами, ответственными за содержание, обслуживание и техническое состояние, определяемая по балансовой принадлежности или договором, и подтвержденная соответствующим актом разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон между этими хозяйствующими субъектами;

18) технические условия – технические требования, необходимые для подключения к электрическим сетям;

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

20) низкое напряжение - напряжение ниже 1000 В;

21) потребитель с прямым подключением – потребитель, подключенный к энергопроизводящей организаций без участия энергопередающей организаций;

22) граница балансовой принадлежности электрической сети – точка раздела электрической сети между хозяйствующими субъектами рынка электрической энергии: энергопроизводящими (энергопередающими) организациями и потребителями, а также между потребителями и субпотребителями, определяемая по балансовой принадлежности электрической сети;

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

24) электрическая станция – энергетический объект, предназначенный для производства электрической и тепловой энергии, содержащий строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;

25) система накопления электрической энергии – техническое устройство с автоматизированной системой управления, предназначенное для накопления, хранения и выдачи электрической энергии, и взаимосвязанные с ним сооружения и инфраструктура, технологически необходимые для его эксплуатации в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области поддержки использования возобновляемых источников энергии;

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

Иные понятия, используемые в настоящих Правилах, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан.";

пункт 42 изложить в новой редакции:

"42. Диспетчеризацию процессов производства, потребления, передачи, хранения электрической энергии в ЕЭС Казахстана осуществляет системный оператор.";

пункт 73 изложить в новой редакции:

"73. При аварийном снижении генерирующей мощности в ЕЭС Казахстана оперативный персонал энергопроизводящей организации, включая электростанции с генерирующими установками, подключенными к сети напряжением 10 кВ и 35 кВ, потребители с прямым подключением к сети напряжением 35 кВ и выше, системы накопления электрической энергии с прямым подключением к сети напряжением 6 кВ и выше действуют под координацией системного оператора:

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

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

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

4) восстанавливает электроснабжение ограниченных пользователей сети в соответствии с разворотом резерва;

5) восстанавливает частоту за счет имеющегося в резерве мощности и емкости систем накопления электрической энергии.";

дополнить пунктом 75-1 следующего содержания:

"75-1. Первичное регулирование частоты осуществляется всеми системами накопления электрической энергии в зависимости от характеристик, заданных инструкциями заводов-изготовителей и в соответствии с нормативами, утвержденными системным оператором, с целью сохранения энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты.";

пункты 76, 77, 78 и 79 изложить в новой редакции:

"76. Нормированное первичное регулирование осуществляется выделенными электростанциями (энергоблоками) и (или) системами накопления электрической энергии нормированного первичного регулирования, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными характеристиками (параметрами) первичного регулирования.

77. Для целей нормированного первичного регулирования привлекаются электростанции и (или) системы накопления электрической энергии, удовлетворяющие требования системного оператора. Все электростанции и (или) системы накопления электрической энергии, не выделенные для нормированного первичного регулирования, участвуют в общем первичном регулировании. Системный оператор дает временное разрешение на неучастие генерирующих установок и (или) систем накопления электрической энергии в регулировании частоты при технических неисправностей или неустойчивой работы оборудования электроустановок.

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

79. Третичное регулирование осуществляется путем изменения мощности электростанции и (или) систем накопления электрической энергии для восстановления вторичного резерва при его исчерпании.";

дополнить пунктами 83-1 и 83-2 следующего содержания:

"83-1. Изменение активной мощности системой накопления энергии по диспетчерской команде или по команде дистанционного управления составляет не менее 10 %/мин от номинальной мощности системы накопления электрической энергии.

Для электрохимических систем накопления электроэнергии изменение активной мощности по диспетчерской команде или по команде дистанционного управления составляет не менее 100 %/мин от номинальной мощности.

83-2. Изменение активной мощности электрохимических систем накопления электроэнергии в процессе первичного регулирования происходит со скоростью не менее 10 %/сек от номинальной мощности.";

пункт 119 изложить в новой редакции:

"119. Надлежащее техническое состояние и работоспособность автоматической разгрузки электростанций обеспечивает владелец электростанции. Системный оператор осуществляет контроль объема нагрузки, подключенной к автоматической разгрузке электростанций в ЕЭС Казахстана. Владелец электростанции обеспечивает передачу телеметрической информации, необходимой для контроля Системным оператором объема нагрузки, подключенной к АОГ.";

пункт 123 изложить в новой редакции:

"123. Надлежащее техническое состояние и работоспособность специальной автоматики отключения нагрузки обеспечивает пользователь сети. Пользователь сети обеспечивает передачу телеметрической информации, необходимой для контроля Системным оператором объема нагрузки, подключенной к САОН.";

пункт 129 изложить в новой редакции:

"129. 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 ЕЭС Казахстана подсистема автоматического предотвращения нарушения устойчивости образована совокупностью устройств противоаварийной автоматики, обеспечивающих сохранение устойчивости параллельной работы со смежными энергообъединениями, отдельных энергорайонов ЕЭС Казахстана между собой или с одним из смежных энергообъединений путем решения задач противоаварийного управления при нормативных аварийных возмущениях в основной сети 1150-500-220 кВ.

В качестве управляющих воздействий автоматического предотвращения нарушения устойчивости в ЕЭС Казахстана применяются: отключение генераторов, отключение нагрузки, деление системы, ввод резервных гидрогенераторов, отключение шунтирующих реакторов, отключение систем накопления электрической энергии, накопление и выдача электрической энергии системами накопления электрической энергии.";

пункт 146 изложить в новой редакции:

"146. Одним из основных условий надежного функционирования ЕЭС Казахстана является наличие на электроустановках пользователей сети средств релейной защиты, режимной и противоаварийной автоматики в согласованных с системным оператором объемах, функционирующих в соответствии с требованиями настоящих Правил и Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей, утверждаемых в соответствии с подпунктом 267) пункта 15 Положения.";

в приложении 3:

дополнить подпунктами 2-1) и 2-2) следующего содержания:

"2-1) объемы ежегодной располагаемой мощности и емкости систем накопления электрической энергии, с учетом компенсации деградации электрохимических систем накопления электрической энергии;

2-2) ежегодный коэффициент готовности систем накопления электрической энергии.";

дополнить подпунктом 15) следующего содержания:

"15) технические характеристики систем накопления электрической энергии, заданных инструкциями заводов-изготовителей, в том числе время отклика, количество циклов накопления (заряда) выдачи (разряда) электрической энергии в сутки, месяц, год.".

2. Внести в приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 "Об утверждении Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей" (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066) следующие изменения и дополнения:

преамбулу изложить в новой редакции:

"В соответствии с подпунктом 267) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, ПРИКАЗЫВАЮ:";

в Правилах технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных указанным приказом:

пункт 1 изложить в новой редакции:

"1. Настоящие Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 267) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994 (далее – Положение), и определяют порядок технической эксплуатации электрических станций и сетей.";

в пункте 3:

подпункт 1) изложить в новой редакции:

"1) текущий ремонт – ремонт, выполняемый для устранения обнаруженных дефектов, препятствующих нормальной эксплуатации оборудования (установки), устранение которых требует остановки работающего оборудовании;";

дополнить подпунктами 9), 10), 11) и 12) следующего содержания:

"9) система накопления электрической энергии – техническое устройство с автоматизированной системой управления, предназначенное для накопления, хранения и выдачи электрической энергии, и взаимосвязанные с ним сооружения и инфраструктура, технологически необходимые для его эксплуатации в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области поддержки использования возобновляемых источников энергии;

10) номинальная активная мощность системы накопления я электрической энергии – мощность в киловаттах, определяемая паспортными данными изготовителя (производителя) оборудования;

11) емкость системы накопления электрической энергии – объем электрической энергии в киловатт-час, определяемый паспортными данными изготовителя (производителя) оборудования;

12) полный цикл заряда (разряда) системы накопления я электрической энергии – процесс накопления электрической энергии до номинального состояния заряда и выдачи электрической энергии до номинальной глубины разряда, определяемый паспортными данными изготовителя (производителя) оборудования.";

пункт 4 изложить в новой редакции:

"4. Основными задачами электростанций, котельных, систем накопления электрической энергии, электрических и тепловых сетей, являются производство, передача, накопление, хранение и отпуск электрической энергии и тепла потребителям (далее – энергопроизводство).";

пункт 9 исключить;

пункт 12 изложить в новой редакции:

"12. Индивидуальные и функциональные испытания оборудования и отдельных систем проводятся генподрядчиком с привлечением персонала заказчика по проектным схемам после окончания всех строительных и монтажных работ по данному узлу. Перед индивидуальным и функциональным испытаниями проверяется выполнение требований: настоящих Правил, строительных норм и правил (далее – СНиП), государственных стандартов (далее – ГОСТ), включая систему стандартов безопасности труда (далее – ССБТ), норм технологического проектирования, законодательства в сфере электроэнергетики, энергосбережения и энергоэффективности, Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утверждаемыми в соответствии с подпунктом 268) пункта 15 Положения, Правил пожарной безопасности для энергетических предприятий, утверждаемыми в соответствии с подпунктом 284) пункта 15 Положения, указаний и инструкций заводов-изготовителей по монтажу оборудования.";

пункт 15 изложить в новой редакции:

"15. Комплексное опробования проводит заказчик.

Началом комплексного опробования энергоустановки считается момент включения ее в сеть или под нагрузку.

Комплексное опробование оборудования по схемам, не предусмотренным проектом, не проводится.

Оборудование электростанций, прошедшее капитальный ремонт, подлежит приемо-сдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 72 часов. Для гидроэлектростанций (далее – ГЭС), работающих в пиковом режиме при ограниченных водных ресурсах, испытания под нагрузкой продолжается несколько дней с суммарной наработкой 24 часов.

Комплексное опробование оборудования считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы основного оборудования в течение 72 часов на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами пара (для газотурбинных установок (далее – ГТУ) – газа):

1) для электростанций и котельных на основном топливе с номинальной нагрузкой и проектными параметрами пара;

2) для тепловой электростанции, напором и расходом воды;

3) для ГЭС, предусмотренными в пусковом комплекте параметрами, и при постоянной или поочередной работе всего вспомогательного оборудования, входящего в пусковой комплекс.

В электрических сетях комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы оборудования подстанций под нагрузкой в течение 72 часов, а линий электропередачи – в течение 24 часов.

В тепловых сетях комплексное опробование считается проведенным при условии нормальной и непрерывной работы оборудования под нагрузкой в течение 24 часов с номинальным давлением, предусмотренным проектной документацией.

Для ГТУ также условием комплексного опробования является, кроме того, успешное проведение 10 пусков, а для гидроагрегатов ГЭС и гидроаккумулирующих электростанций (далее – ГАЭС) - 3 автоматических пусков.

Для систем накопления электрической энергии дополнительным условием комплексного опробования является успешное проведение 2 полных циклов накопления (заряда) и выдачи (разряда) электрической энергии с нормированными техническими параметрами, установленными заводом-изготовителем.

При комплексном опробовании включаются предусмотренные проектом контрольно-измерительные приборы, блокировки, устройства сигнализации и дистанционного управления, защиты и автоматического регулирования, не требующие режимной наладки.

При отсутствии возможности проведения комплексного опробования на основном топливе или достижения номинальной нагрузки и проектных параметров пара для тепловой электростанции (для ГТУ – газ), напора и расхода воды – для ГЭС, нагрузки – на подстанции и (или) линии электропередачи при совместном или раздельном опробовании, параметров теплоносителя – для тепловых сетей по причинам, не связанным с невыполнением работ, предусмотренных пусковым комплексом, решение провести комплексное опробование на резервном топливе, а также предельные параметры и нагрузки принимаются и устанавливаются приемочной комиссией и оговариваются в акте приемки в эксплуатацию пускового комплекса.";

пункты 29 и 30 изложить в новой редакции:

"29. Периодичность и продолжительность всех видов ремонта устанавливаются нормативно-техническими документами, на основании которых составляется график планово-предупредительных работ или в соответствии с паспортом завода-изготовителя.

30. Оборудование электростанций, подстанций 35 киловольт (далее – кВ) и выше, прошедшее капитальный и средний ремонт, а также оборудование тепловых сетей подлежит приемосдаточным испытаниям под нагрузкой в течение 72 часов.";

пункт 31 дополнить подпунктом 7) следующего содержания:

"7) для систем накопления электрической энергии – момент перевода в режим ожидания под автоматизированные системы управления.";

дополнить пунктом 36-1 следующего содержания:

"36-1. Эксплуатация электрооборудования во взрывоопасных зонах осуществляется в соответствии с требованиями главы 23 Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 246 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10949).";

пункт 43 изложить в новой редакции:

"43. Все технологические системы, основное оборудование, здания и сооружения, в том числе гидросооружения, входящие в состав энергообъекта, подвергаются периодическому техническому освидетельствованию.

Освидетельствование осуществляется в сроки, установленные действующими инструкциями, нормативно-техническими документами и Правилами, но не реже 1 раз в 5 лет.

Результаты технического обследования должны быть занесены в технический паспорт объекта.

Техническое освидетельствование производится комиссией энергообъекта, возглавляемой техническим руководителем энергообъекта или его заместителем. В комиссию включаются руководители и специалисты структурных подразделений энергообъекта, специалисты специализированных и экспертных организаций.

Оборудование, отработавшее нормативный срок, установленный изготовителем, должно обследуется специализированной организацией.

Дальнейшая эксплуатация оборудования, отработавшего нормативный срок, установленный изготовителем, допускается после проведения экспертного обследования для определения срока их дальнейшей эксплуатации

Объем и периодичность технического освидетельствования устанавливаются соответствующими нормативно-техническими документами, регламентирующими всю процедуру его проведения.

Результаты технического освидетельствования заносятся в технический паспорт оборудования.

Эксплуатация энергоустановок с аварийно-опасными дефектами, выявленными в процессе контроля, а также не прошедших техническое освидетельствование не допускается.";

пункт 90 изложить в новой редакции:

"90. Перевод средств измерений в разряд индикаторов оформляются приказом руководителя энергообъекта.";

пункт 114 изложить в новой редакции:

"114. Системный оператор в течение всего срока эксплуатации генерирующей установки, проводит мониторинг и оценку соответствия генерирующего модуля требованиям, предъявляемым законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики, в том числе путҰм съҰма информации с систем мониторинга переходных режимов (далее – СМПР) установленных на генерирующих установках из возобновляемых источников энергии (далее – ГУВИЭ).";

пункт 236 изложить в новой редакции:

"236. При обрастании систем технического водоснабжения (поверхностей грубых решеток, конструктивных элементов водоочистных сеток, водоприемных и всасывающих камер и напорных водоводов) моллюском, дрейссеной или другими биоорганизмами применяются необрастающие покрытия, проводятся промывки трактов горячей водой, хлорирование охлаждающей воды, поступающей на вспомогательное оборудование, с поддержанием дозы активного хлора 1,5-2,5 мг/дм3 в течение 4-5 суток 1 раз в 1,5 месяца.";

пункт 290 изложить в новой редакции:

"290. Резервные насосы, подогреватели и фильтры содержатся в исправном состоянии и в постоянной готовности к пуску.

Проверка включения и плановый переход с работающего насоса на резервный производятся по графику, но не реже 1 раза в месяц. Проверка срабатывания автоматического включения резерва производится не реже 1 раза в квартал по программе и графику, утвержденным техническим руководителем.";

пункт 292 изложить в новой редакции:

"292. Перед включением резервуара с мазутом в работу после длительного хранения в нем топлива из придонного слоя (до 0,5 м) производится отбор пробы мазута для анализа на влажность и принимаются меры, предотвращающие попадание отстоявшейся воды и мазута большой обводненности в котельную.";

пункт 342 изложить в новой редакции:

"342. Заполнение неостывшего барабанного котла производится при температуре металла верха опорожненного барабана не выше 160⁰С (градусов Цельсия).

Если температура металла в любой точке барабана превышает 1400С (градусов Цельсия), заполнение его водой для гидроопрессовки запрещается.";

пункт 354 изложить в новой редакции:

"354. Включение котла в общий паропровод производится после дренирования и прогрева соединительного паропровода. Давление пара за котлом при включении равно давлению пара в общем паропроводе.";

пункт 366 изложить в новой редакции:

"366. Обмуровка котлов содержится в исправном состоянии. При температуре окружающего воздуха 25⁰С (градусов Цельсия) температура на поверхности обмуровки обеспечивается на уровне не более 45⁰С (градусов Цельсия).";

пункт 372 изложить в новой редакции:

"372. Подпитывать остановленный котел с дренированием воды в целях ускорения охлаждения барабана не допускается.";

часть первую пункта 442 изложить в новой редакции:

"442. Обеспечивается абсолютная плотность стопорных и регулирующих топливных клапанов ГТУ. При этом клапаны должны расхаживаться на полный ход перед каждым пуском, а также ежедневно на часть хода при непрерывной работе, если это предусмотрено заводской инструкцией.";

часть первую пункта 473 изложить в новой редакции:

"473. Прокладки силовых и измерительных кабельных линий к средствам управления выполняются согласно Правил устройства электроустановок, утверждаемым в соответствии с подпунктом 270) пункта 15 Положения.";

пункт 558 изложить в новой редакции:

"558. Эксплуатация систем гидро- и пневмозолоудаления организуется в режимах, обеспечивающих:

1) оптимальные расходы воды, воздуха и электроэнергии;

2) минимальный износ золошлакопроводов;

3) незамороженное состояние внешних пульпопроводов и водоводов, отсутствие илы в золосмывных аппаратах, каналах и пульпоприемных бункерах, отсутствие образования отложений золы в бункерах, течках и золопроводах пневмозолоудаления.

Для ликвидации пресыщения воды труднорастворимыми соединениями и осаждения взвешенных твердых частиц (осветления) предусматриваются необходимые площадь и глубина отстойного бассейна.";

пункт 636 изложить в новой редакции:

"636. Контроль металла осуществляет лаборатория или служба металлов совместно с персоналом цехов, в ведении которых находится соответствующее оборудование. Распределение обязанностей по подготовке и проведению контроля утверждается техническим руководителем электростанции. Для выполнения работ привлекаются специализированные организаций.";

часть первую пункта 648 изложить в новой редакции:

"648. Автоматические регуляторы возбуждения (далее – АРВ) постоянно используются включенными в работе. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения) производится при проведении ремонта или проверки.";

пункт 688 изложить в новой редакции:

"688. Капитальные и текущие ремонты генераторов совмещаются с капитальными и текущими ремонтами турбин.

Капитальный ремонт синхронных компенсаторов производится 1 раз в 4-5 лет. Первые ремонтные работы с выемкой ротора на турбогенераторах и синхронных компенсаторах, включая усиление крепления лобовых частей, переклиновку пазов статора, проверку крепления шин и кронштейнов, проверку крепления и плотности запрессовки сердечника статора, производятся не позднее, чем через 8000 часов работы после ввода в эксплуатацию. Первые ремонтные работы на гидрогенераторах производятся не позднее, чем через 6000 часов.

Выемка роторов генераторов и синхронных компенсаторов при последующих ремонтах осуществляется по необходимости или в соответствии с требованиями настоящих Правил, Правил устройства электроустановок, утверждаемым в соответствии с подпунктом 270) пункта 15 Положения.";

пункты 736 и 737 изложить в новой редакции:

"736. Нейтрали обмоток 110 кВ и выше автотрансформаторов и реакторов, а также трансформаторов 330 кВ и выше работают в режиме глухого заземления.

Допускается заземление нейтрали трансформаторов и автотрансформаторов через специальные реакторы по решению технического руководителя.

Допускается работа трансформаторов 110 и 220 кВ с испытательным напряжением нейтрали соответственно 100 и 200 кВ с разземленной нейтралью при условии ее защиты разрядником по решению технического руководителя.

При обосновании расчетами допускается работа трансформаторов 110 кВ с разземленной нейтралью с испытательным напряжением нейтрали 85 кВ, защищенной разрядником по решению технического руководителя.

737. При срабатывании газового реле на сигнал производится наружный осмотр трансформатора (реактора), отбирается газ из реле для анализа и проверки на горючесть. Для обеспечения безопасности персонала при отборе газа из газового реле и выявления причины его срабатывания производится разгрузка и отключение трансформатора (реактора) в кратчайшие сроки.

Если газ в реле негорючий, отсутствуют признаки повреждения трансформатора (реактора), а его отключение вызвало недоотпуск электроэнергии, трансформатор (реактор) может быть немедленно включен в работу до выяснения причины срабатывания газового реле на сигнал. Продолжительность работы трансформатора (реактора) в этом случае устанавливается техническим руководителем энергообъекта.

По результатам анализа газа из газового реле, хроматографического анализа масла, других измерений (испытаний) устанавливается причина срабатывания газового реле на сигнал, определяется техническое состояние трансформатора (реактора) и возможность его нормальной эксплуатации.";

часть третью пункта 765 изложить в новой редакции:

"При обнаружении дефектов во время осмотра резервуаров воздушных выключателей производится их испытание. Внутренние поверхности резервуаров эксплуатируются с антикоррозионным покрытием.";

подпункт 1) части второй пункта 883 изложить в новой редакции:

"1) у опор с разъединителями, защитными промежутками, трубчатыми и вентильными разрядниками и у опор с повторными заземлителями нулевых проводов – не реже 1 раза в 6 лет;";

дополнить пунктами 957-1, 957-2, 957-3, 957-4, 957-5, 957-6, 957-7, 957-8, 957-9, 957-10, 957-11, 957-12 и 957-13 следующего содержания:

"957-1. Значения всех параметров систем накопления электрической энергии, определяющих условия и режим его работы, устанавливаются на основании данных заводов-изготовителей и специальных натурных испытаний, но не менее требуемых настоящими Правилами значений.

957-2. Системы накопления электрической энергии оснащаются двунаправленными приборами учета электрической энергии, обеспечивающими раздельный учет объемов накапливаемой и выдаваемой электрической энергии.

957-3. Управление системами накопления электрической энергии осуществляется через автоматизированные системы управления.

957-4. Системы накопления я электрической энергии мощностью 60 МВт и более подключаются к централизованной системе автоматического регулирования частоты и мощности (ЦС АРЧМ).

Системы накопления электрической энергии мощностью менее 60 МВт оснащается локальной системой автоматического управления мощностью при режимах накопления и выдачи электрической энергии.

957-5. Системы накопления электрической энергии оснащаются необходимым объемом противоаварийной автоматики. При этом параметры вспомогательного оборудования не ограничивают максимальную выдачу электрической энергии систем накопления электрической энергии.

957-6. Системы накопления электрической энергии защищаются от внешних коротких замыканий защитными устройствами.

957-7. Минимально допустимый уровень заряда систем накопления электрической энергии определяется в соответствии с паспортными данными изготовителя (производителя) оборудования, но не более 10 % от общей емкости системы накопления энергии.

957-8. Электрохимические системы накопления энергии обеспечивают не менее 400 (четыреста) полных циклов заряда (разряда) в календарный год, без ограничений количества циклов в сутки.

957-9. Технологический расход электрической энергии (потери), а также потребление электрической энергии на собственные нужды системы накопления энергии компенсируются его владельцем.

957-10. Коэффициент готовности систем накопления электрической энергии в год составляет не менее 0,92.

957-11. Рекомендуемые уровни напряжения для системы накопления электрической энергии, подключенной к сети, определяются согласно приложению 27 к настоящим Правилам.

957-12. К системам накопления электрической энергией устанавливаются требования в соответствии с пунктами 692-701 настоящих Правил. При этом технические и функциональные параметры системы накопления электрической энергии обеспечивают (но не ограничиваясь):

1) соблюдение суточных графиков производства электрической энергии;

2) соблюдение заданных системным оператором режимов работы;

3) задействование системы накопления электрической энергии в первичном, вторичном и третичном регулировании активной мощности;

4) передачу необходимой информации о параметрах работы системы накопления энергии;

5) задействование системы накопления электрической энергии в противоаварийном управлении.

957-13. Режим работы систем накопления электрической энергии определяется Системным оператором в целях обеспечения соблюдения суточного графика, компенсации небаланса активной мощности в ЕЭС РК, регулирования реактивной мощности, частоты и напряжения, обеспечения устойчивости энергосистемы, поддержания заданного межгосударственного сальдо перетока и оптимизации загрузка линий электропередачи.";

пункт 972 изложить в новой редакции:

"972. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и другого) электростанций на предстоящий год составляются на основании нормативов и допустимых значений ремонтной мощности по месяцам года, согласуются с РДЦ или НДЦ СО Казахстана в соответствии с распределением оборудования по способу диспетчерского управления и утверждаются техническим руководителем организации.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов производится, когда отказ от изменения планов (графиков) влечет угрозу недопустимого снижения надежности работы энергосистемы и (или) качества электроэнергии, ограничения потребителей или при угрозе возникновения технологических нарушений, по согласованию с РДЦ, НДЦ СО Казахстана, с утверждением изменений в порядке, предусмотренном настоящими Правилами и Электросетевыми правилами, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 18 декабря 2014 года № 210 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10899).";

пункты 979 и 980 изложить в новой редакции:

"979. Регулирование частоты и перетоков мощности в ЕЭС Казахстана или в отдельно работающих энергоузлах осуществляется:

1) всеми электростанциями при изменении частоты путем изменения мощности под воздействием систем регулирования турбин в пределах регулировочного диапазона (первичное регулирование частоты), при этом статизм регулирования и зона нечувствительности по частоте согласуется с НДЦ СО Казахстана;

2) выделенными для регулирования режима по частоте и перетокам мощности электростанциями и системами накопления электрической энергии (вторичное регулирование режима);

3) всеми системами накопления электрической энергии при изменении частоты путем изменения мощности под воздействием систем регулирования в пределах регулировочного диапазона (первичное регулирование частоты), при этом статизм регулирования и зона нечувствительности по частоте согласуется с НДЦ СО Казахстана.

980. При невозможности автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (далее – АРЧМ) (отсутствие или неисправность системы АРЧМ, ограничения по режиму) регулирование осуществляется электростанциями и системами накопления электрической энергии по распоряжению диспетчера НДЦ СО Казахстана.";

пункт 984 изложить в новой редакции:

"984. При аварийных отклонениях частоты персоналу электростанций и систем накопления электрической энергии необходимо самостоятельно принимать меры к ее восстановлению, действуя по местной инструкции, составленной в соответствии с указаниями вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.";

пункт 1016 изложить в новой редакции:

"1016. Нормальные и ремонтные схемы соединений подстанций и электростанций ежегодно утверждает техническому руководителю энергообъекта (структурной единицы). Нормальные схемы электрической сети ежегодно утверждает технический руководитель электрической сети (согласно уровню диспетчерского управления).

Нормальные и ремонтные схемы согласуются с органом диспетчерского управления, в оперативном ведении или оперативном управлении которого находится входящее в них оборудование.";

пункт 1090 изложить в новой редакции:

"1090. Оперативные и административно-технические руководители имеют право снять с рабочего места подчиненный ему оперативно-диспетчерский персонал, не выполняющий свои обязанности, и произвести соответствующую замену или перераспределение обязанностей в смене.

При этом делается запись в оперативном журнале или выпускается письменное распоряжение и уведомляется по соподчиненности персонал соответствующих уровней оперативно-диспетчерского управления.";

приложение 11 изложить в новой редакции согласно приложению 1 к настоящему приказу;

дополнить приложением 27 согласно приложению 2 к настоящему приказу.

3. Департаменту по возобновляемым источникам энергии Министерства энергетики Республики Казахстан в установленном законодательством Республики Казахстан порядке обеспечить:

1) государственную регистрацию настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан;

2) размещение настоящего приказа на интернет-ресурсе Министерства энергетики Республики Казахстан после его официального опубликования;

3) в течение десяти рабочих дней после государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан представление в Департамент юридической службы Министерства энергетики Республики Казахстан сведений об исполнении мероприятий, предусмотренных подпунктами 1) и 2) настоящего пункта.

4. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на курирующего вице-министра энергетики Республики Казахстан.

5. Настоящий приказ вводится в действие по истечении десяти календарных дней после дня его первого официального опубликования.

Министр энергетики Республики Казахстан

А. Саткалиев

"СОГЛАСОВАН"
Министерство промышленности и строительства
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министерство национальной экономики
Республики Казахстан

"СОГЛАСОВАН"
Министерство внутренних дел
Республики Казахстан

	Приложение 1 к приказу Министр энергетики Республики Казахстан от 14 октября 2024 года № 367
	Приложение 11 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Качество конденсата турбин

Номинальное давление за котлом, кгс/см2 (Мпа)	40 (3,9)	100 (9,8)	140(13,8)
Общая жесткость, мкг-экв/дм3, не более, для котлов:
на жидком топливе	5	1	1
на других видах топливах	10	3	1

Содержание растворенного кислорода после конденсаторных насосов составляет не более 20 мкг/кг. Для турбин, работающих в режиме ухудшенного вакуума с подогревом сетевой воды в конденсаторе, корректируется согласно нормативной характеристике оборудования.

	Приложение 2 к приказу Министр энергетики Республики Казахстан от 14 октября 2024 года № 367
	Приложение 27 к Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей

Уровни напряжения для системы накопления энергии, подключенной к сети

Номинальная мощность системы хранения энергии	Уровень напряжения доступа	Режим доступа
До 8 кВт	220/0,4 кВ	Однофазный или трехфазный
8,1 кВт - 1000 кВт	0,4 кВ	Трехфазный
1001 кВт - 5000 кВт	6 кВ - 10 кВ	Трехфазный
5001 кВт – 100 000 кВт	35 кВ -110 кВ	Трехфазный
Более 100 001 кВт	220 кВ и выше	Трехфазный