Об утверждении Электросетевых правил

Постановление Правительства Республики Казахстан от 19 июня 2013 года № 625. Утратило силу постановлением Правительства Республики Казахстан от 21 августа 2015 года № 657

Сноска. Утратило силу постановлением Правительства РК от 21.08.2015 № 657 (вводится в действие со дня его первого официального опубликования).

ПРЕСС-РЕЛИЗ

Примечание РЦПИ.
В соответствии с Законом РК от 29.09.2014 г. № 239-V ЗРК по вопросам разграничения полномочий между уровнями государственного управления см. приказ Министра энергетики Республики Казахстан от 18 декабря 2014 года № 210.

В соответствии с подпунктом 23) статьи 4 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» Правительство Республики Казахстан ПОСТАНОВЛЯЕТ:
1. Утвердить прилагаемые Электросетевые правила.
2. Настоящее постановление вводится в действие по истечении десяти календарных дней после первого официального опубликования.

Премьер-Министр
Республики Казахстан С. Ахметов

Утверждены
постановлением Правительства
Республики Казахстан
от 19 июня 2013 года № 625

Электросетевые правила

1. Общие положения

1. Настоящие Электросетевые правила (далее – Правила) разработаны в соответствии с подпунктом 23) статьи 4 Закона Республики Казахстан от 9 июля 2004 года «Об электроэнергетике» и регулируют порядок пользования электрической сетью и организации управления единой электроэнергетической системой Республики Казахстан.
2. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:
1) балансовая принадлежность – участок электрической сети энергопроизводящей, энергопередающей организации и потребителя, принадлежащий им на праве собственности или ином законном основании;
2) граница балансовой принадлежности – точка (линия) раздела электрической сети между энергопроизводящей, энергопередающей организациями и потребителями в соответствии с их балансовой принадлежностью;
3) граница эксплуатационной ответственности сторон – точка (линия) раздела электрической сети между энергопроизводящей, энергопередающей организациями и потребителями, определяющая эксплуатационную ответственность сторон;
4) высокое напряжение - напряжение 1000 Вольт и выше;
5) генерирующая установка - устройство, вырабатывающее электроэнергию;
6) дублирующие (шунтирующие) линии электропередачи – линии электропередачи, включенные параллельно другим линиям электропередачи, по которым осуществляется передача электрической энергии и мощности с нормируемым качеством для обеспечения степени надежности, соответствующей категории по надежности электроснабжения;
7) единая электроэнергетическая система Республики Казахстан (далее – ЕЭС Казахстана) - совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей Республики Казахстан;
8) межрегиональные и (или) межгосударственные линии электропередачи - линии электропередачи напряжением 220 киловольт и выше, обеспечивающие передачу электрической энергии между регионами и (или) государствами;
9) национальный диспетчерский центр системного оператора (далее – НДЦ СО) - подразделение, входящее в структуру системного оператора, отвечающее за оперативное управление единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и надежность ее работы, включая балансирование и обеспечение качества электроэнергии;
10) национальная электрическая сеть (далее - НЭС) - совокупность подстанций, распределительных устройств, межрегиональных и (или) межгосударственных линий электропередачи и линий электропередачи, осуществляющих выдачу электрической энергии электрических станций напряжением 220 киловольт и выше, которые не подлежат приватизации и передаются национальной компании в порядке и на условиях, определяемых Правительством Республики Казахстан;
11) низкое напряжение - напряжение ниже 1000 Вольт;
12) нормальный режим работы ЕЭС Казахстан - установившийся режим работы, при котором работают все элементы электроэнергетической системы, предусмотренные при планировании режима, и обеспечивается электроснабжение всех потребителей электрической энергии в соответствии с условиями заключенных договоров;
13) останов - плановый или внеплановый вывод из работы генерирующих установок;
14) послеаварийный режим работы ЕЭС Казахстана - установившийся режим, возникающий после аварийного отключения поврежденного элемента электроэнергетической системы и продолжающийся до восстановления нормального режима работы;
15) потребитель - физическое или юридическое лицо, потребляющее на основе договора электрическую энергию;
16) пользователь сети – энергопроизводящая, энергопередающая организация и потребитель;
17) ПУЛ резервов мощности ЕЭС Казахстана (далее - ПУЛ) - резерв электрической мощности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей в случае непредвиденного выхода из строя генераторов, линий электропередачи или роста потребления;
18) «разворот с нуля» - пуск энергопроизводящей организации из консервации, резерва или после полного останова, восстановление электрической сети как единой электроэнергетической системы в кратчайшие сроки;
19) реактивная энергия - энергия, затрачиваемая на создание электромагнитного поля в цепях переменного тока;
20) региональная электрическая сеть - совокупность линий электропередачи и подстанций напряжением 110 киловольт и ниже, обеспечивающих передачу электрической энергии в пределах одной административно-территориальной единицы (области), а также между национальной электрической сетью и потребителями;
21) региональная электросетевая компания (далее – РЭК) - энергопередающая организация, эксплуатирующая электрические сети регионального уровня;
22) сальдо-переток электрической энергии - алгебраическая сумма значений приема/отпуска электрической энергии по определенной группе линий электропередачи, трансформаторов (сечению) либо по точкам коммерческого учета;
23) натурные испытания – испытания, проводимые путем создания воздействий на единую электроэнергетическую систему Республики Казахстан или на любую ее часть с целью изучения характеристик системы;
24) системный оператор – национальная компания, осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление, обеспечение параллельной работы с энергосистемами других государств, поддержание баланса в энергосистеме, оказание системных услуг и приобретение вспомогательных услуг у пользователей сети, а также передачу электрической энергии по национальной электрической сети, ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;
25) субпотребитель – потребитель, непосредственно присоединенный к электрическим сетям потребителя;
26) технические условия – технические требования, необходимые для подключения к электрическим сетям;
27) холодный резерв – суммарная располагаемая мощность незадействованных генерирующих установок обеспеченных топливом и готовая к работе;
28) централизованное оперативно-диспетчерское управление - осуществляемый системным оператором процесс непрерывного управления технически согласованной работой энергопроизводящих, энергопередающих, энергоснабжающих организаций и потребителей электрической энергии, обеспечивающий нормативный уровень надежности единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и соблюдение нормативного качества электрической энергии;
29) электрические сети - совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи, предназначенных для передачи электрической энергии;
30) электрическая станция (далее - электростанция) – энергетический объект, предназначенный для производства электрической энергии, содержащий строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;
31) электроустановка - совокупность машин, аппаратов, линий и вспомогательного оборудования (вместе с сооружениями и помещениями, в которых они установлены), предназначенных для производства, преобразования, трансформации, передачи, распределения, потребления электрической энергии и/или преобразовании ее в другой вид энергии;
32) энергопроизводящая организация - организация, осуществляющая производство электрической энергии для собственных нужд и (или) реализации;
33) энергопередающая организация - организация, осуществляющая на основе договоров передачу электрической энергии;
34) энергоснабжающая организация - организация, осуществляющая продажу потребителям купленной электрической энергии;
35) уполномоченный орган – государственный орган, осуществляющий руководство в области электроэнергетики.

2. Порядок пользования электрической сетью

3. Пользователи сети (за исключением потребителей), планирующие подключиться к электрической сети или увеличить потребляемую (выдаваемую) электрическую мощность, осуществляют подключение в соответствии с процедурами, изложенными в настоящей главе.
Порядок присоединения потребителей к электрической сети осуществляется в соответствии с порядком пользования электрической энергией, предусмотренным законодательством Республики Казахстан.
4. Технические условия на подключение к электрической сети выдаются в случаях:
1) подключения пользователей сети, в том числе строительства дублирующих (шунтирующих) линий;
2) увеличения мощности пользователей сети;
3) изменения схемы внешнего электроснабжения/выдачи мощности пользователей сети.
5. Технические условия на подключение пользователей сети к электрической сети выдаются на основании «Схемы подключения пользователя», «Схемы выдачи мощности электростанции», которые разрабатываются специализированными проектными организациями, имеющими лицензию на соответствующую проектную деятельность.
Предпроектная документация (ТЭО) на строительство новых и изменение (реконструкцию, расширение, техническое перевооружение, модернизацию, капитальный ремонт) электроустановок содержит разделы «Схема выдачи мощности электростанции» или «Схема подключения пользователя».
Содержание «Схемы подключения пользователя», «Схемы выдачи мощности электростанции» указано в приложении 1 к настоящим Правилам.
«Схема подключения пользователя» согласовывается с соответствующей организацией (энергопередающей и/или энергопроизводящей), к сетям которой планируется присоединение пользователя.
«Схема выдачи мощности электростанции» согласовывается с соответствующей организацией (энергопередающей и/или энергопроизводящей), к сетям которой планируется подключение, системным оператором и утверждается уполномоченным органом.
6. После согласования «Схемы подключения пользователя» или утверждения «Схемы выдачи мощности электростанции» пользователь сети направляет заявку на получение технических условий в соответствующую организацию (энергопередающую и/или энергопроизводящую), к сетям которой планируется присоединение пользователя. Форма заявки приведена в приложениях 2-5 к настоящим Правилам.
7. После получения заявки соответствующая организация (энергопередающая и/или энергопроизводящая), к сетям которой планируется присоединение пользователя, выдает технические условия в срок, указанный в приложении 6 к настоящим Правилам. В технических условиях указываются:
1) адрес (месторасположение объекта);
2) точка подключения;
3) заявленная мощность;
4) требования, необходимые для подключения к электрической сети, в том числе по ее усилению (увеличение сечения провода линии электропередачи, увеличение трансформаторной мощности подстанции, реконструкция подстанции с установкой дополнительных ячеек и т.д.);
5) требования по организации, релейной защиты и автоматизации, противоаварийной автоматики, диспетчерского и технологического управления, учета электроэнергии, компенсации реактивной мощности;
6) срок действия технических условий.
8. В случае сомнений в обоснованности требований, указанных в технических условиях, пользователь обращается в экспертную организацию для проведения энергетической экспертизы. При обращении экспертной организации в энергопередающую (энергопроизводящую) организацию, по обращению пользователя, энергопередающая (энергопроизводящая) организация предоставляет все запрашиваемые сведения.
9. Разработка «Схемы подключения пользователя», «Схемы выдачи мощности электростанции» предпроектной, проектной документаций, выполнение мероприятий технических условий выполняются за счет средств пользователя.
10. Технические условия на подключение пользователей сети с заявленной мощностью свыше 10 МегаВатт к региональной электрической сети или энергопроизводящей организации согласовываются с системным оператором. Копии технических условий на подключение пользователей сети с заявленной мощностью 1-10 МегаВатт к региональной электрической сети или энергопроизводящей организации в течение одного месяца направляются для сведения системному оператору.
11. После выполнения требований технических условий проводятся комплексные испытания электроустановок, реализованных в соответствии со схемой подключения и выдачи мощности, по итогам которых государственной приемочной комиссией подписывается акт о приемке в эксплуатацию электроустановок. На основании акта производятся подключение пользователя и выдача мощности генерирующими установками в электрическую сеть энергопередающей организации.
12. Граница ответственности сторон между пользователями сети оформляется актами балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности сторон.
13. Отключение генерирующих установок энергопроизводящей организации от электрических сетей производится энергопередающими организациями либо по указанию системного оператора при следующих обстоятельствах:
1) предупреждение надвигающейся угрозы для здоровья и безопасности людей или оборудования электроустановок;
2) аварии на электростанции или соединительном оборудовании;
3) невыполнение обслуживающим персоналом энергопроизводящей организации распоряжений энергопередающей организации или системного оператора;
4) ликвидация аварийных ситуаций и предотвращение ее развития;
5) обстоятельства непреодолимой силы.
14. Энергопередающая организация возобновляет подключение по распоряжению системного оператора и уведомляет орган по государственному энергетическому контролю (далее – Госэнергонадзор).
15. Проектирование и строительство дублирующих (шунтирующих) линий электропередачи и подстанций осуществляются с предварительного уведомления и согласования с уполномоченным органом, государственным органом, осуществляющим руководство в сферах естественной монополии и на регулируемых рынках, и системным оператором в следующем порядке:
1) пользователь сети при подаче заявки на подключение предполагаемых к строительству новых линий электропередачи, дублирующих (шунтирующих) существующие, уведомляет об этом электросетевую компанию, к сетям которой он был присоединен;
2) оформленная заявка на выдачу технических условий представляется пользователем сети/энергопередающей организацией системному оператору, который в течение 20 рабочих дней рассматривает и направляет ее с приложением своего заключения в уполномоченный орган и государственный орган, осуществляющий руководство в сферах естественной монополии и на регулируемых рынках;
3) полученные документы (заявка на выдачу технических условий и заключение системного оператора) рассматриваются уполномоченным органом и государственным органом, осуществляющим руководство в сферах естественной монополии и на регулируемых рынках, и принятое ими решение в течение 8 рабочих дней направляется системному оператору;
4) после получения вышеуказанного решения по вопросу строительства дублирующих (шунтирующих) линий электропередачи системный оператор в течение 10 рабочих дней извещает пользователя сети и электросетевую компанию о принятом решении.

3. Порядок организации управления ЕЭС Казахстана

16. Организация управления ЕЭС Казахстана включает в себя следующие основные процессы:
1) идентификацию электроустановок;
2) планирование ремонтов и рассмотрение заявок на отключение электроустановок, остановы генерирующих установок;
3) проведение натурных испытаний;
4) диспетчеризацию;
5) регулирование частоты и перетоков мощности;
6) выбор допустимых перетоков мощности;
7) регулирование напряжения;
8) осуществление переключений в электрической сети;
9) применение противоаварийной автоматики;
10) построение релейной защиты и противоаварийной автоматики;
11) локализацию и ликвидацию технологических нарушений;
12) обмен информацией о работе и/или событиях.

1. Идентификация электроустановок

17. Идентификация электростанций и электроустановок в точках подключения проводится в соответствии с рабочей схемой подключения, подготовленной для каждого участка сети в соответствии с балансовой принадлежностью.
18. Требования идентификации распространяются на следующих участников:
1) системного оператора;
2) энергопередающие организации;
3) энергопроизводящие организации, включая энергопроизводящие организации, присоединенные к региональной электрической сети;
4) потребителей с прямым подключением.
На пользователей, подключенных к сети низкого напряжения, требования данного пункта не распространяются.
19. Основные сведения по всем участкам с напряжением 35кВ и выше содержатся в регистре базы данных, который ведет системный оператор.
20. При подключении к электрической сети нового участка название данного участка, во избежание дублирования, согласовывается с системным оператором.
21. Если энергопередающая организация или пользователь сети планируют установить новые электроустановки на границе раздела балансовой принадлежности, они уведомляют других граничащих с ними пользователей сети о предлагаемой идентификации электроустановок.
22. Уведомление соответствующим пользователям сети делается в письменной форме не позднее, чем за восемь месяцев до предполагаемой установки электроустановок и содержит рабочую схему с указанием новой электроустановки и ее идентификации.
23. Получатели уведомления отправляют ответ в письменной форме в течение одного месяца после его получения с указанием своего согласия или несогласия с предлагаемой идентификацией, а также подтверждают, что электроустановка не дублирует идентификацию существующих электроустановок. Если предлагаемая идентификация неприемлема, в ответе указывается приемлемая идентификация.
24. Если энергопередающая организация и пользователи сети не могут прийти к соглашению, энергопередающая организация самостоятельно идентифицирует электроустановку, которая будет использоваться на данном участке, и уведомляет об этом пользователя сети.
25. Энергопередающая организация и пользователь сети оснащают табличками и наносят надписи на электроустановку с четким указанием ее идентификационных данных.
26. При внесении согласованных с системным оператором изменений в идентификационные данные существующего участка сети пользователь сети и энергопередающая организация оснащают новыми табличками и надписями идентифицированные электроустановки.

2. Планирование ремонтов и рассмотрение заявок на отключение
электроустановок, остановы генерирующих установок

27. Системный оператор и РЭК разрабатывают графики отключений линий электропередачи и электроустановок, остановы генерирующих установок электростанций, находящихся в соответствии с распределением электроустановок и линий электропередачи по способу диспетчерского управления.
28. Графики разрабатываются на основе предварительных заявок, при этом окончательные сроки и продолжительность отключений и остановов могут быть изменены системным оператором с учетом допустимого режима работы линий электропередачи и электроустановок, генерирующих установок электростанций, отключений и остановов в смежных энергосистемах, исключения ограничений энергоснабжения потребителей.
29. Годовые графики отключений линий электропередачи и электроустановок, остановов генерирующих установок электростанций разрабатываются на предстоящий год, месячные графики разрабатываются на предстоящий месяц с учетом утвержденных годовых графиков.
30. Сроки разработки, согласований и утверждения годовых графиков указаны в приложении 8 к настоящим Правилам.
31. Изменение годовых графиков ремонтов линий электропередачи и электроустановок не производится. Возникающие отклонения от утвержденных годовых графиков учитываются при формировании месячных графиков ремонтов и остановов. Изменение годовых графиков остановов генерирующих установок электростанций допускается в исключительных случаях по согласованию с НДЦ СО, региональными диспетчерскими центрами системного оператора (далее – РДЦ) с утверждением изменений в установленном порядке.
32. Отключение линий электропередачи и электроустановок, остановы генерирующих установок электростанций для проведения ремонта и технического обслуживания планируется в соответствии с требованиями Правил по технике безопасности при эксплуатации электроустановок, Правил технической эксплуатации электроустановок, инструкций заводов-изготовителей оборудования и аппаратуры электроустановок, а также исходя из их фактического технического состояния.
33. Заявка на отключение или останов электроустановок подается в сроки в соответствии с утвержденным НДЦ СО регламентом и должна содержать:
1) диспетчерское наименование линии электропередачи, подстанции или электростанции;
2) наименование оборудования электроустановок, аппаратуры, наименование и станционный номер генерирующей установки или оборудования электростанции;
3) мощность генерирующей установки (МВт);
4) продолжительность ремонта или останова;
5) дату и время начала и окончания отключения или останова;
6) время аварийной готовности;
7) планируемый объем работ.
34. Решения системного оператора по заявкам на изменение оперативного состояния оборудования электроустановок имеют следующую очередность:
1) аварийные заявки;
2) плановые заявки;
3) неплановый заявки.
35. В чрезвычайных ситуациях системный оператор предпринимает следующие меры:
1) передвигает, сокращает время или отменяет любое отключение в передающей системе, если по мнению системного оператора функционирование ЕЭС Казахстан подвергнуто риску;
2) дает указание на прекращение работ и возврат к нормальному режиму работы по единицам или единице оборудования электроустановок предприятия, в случае, если продолжение ремонта может повлечь за собой нарушение энергоснабжения, безопасности и надежности.
36. Пользователи сети извещают системного оператора о требовании по вынужденному останову любого элемента электрической сети, находящегося в соответствии с распределением оборудования электроустановок и линий электропередачи по способу диспетчерского управления в оперативном управлении или ведении системного оператора.
37. Положения данного раздела настоящих Правил применяются в равной мере к составлению графиков отключений в региональных электрических сетях.

3. Натурные испытания

38. Натурные испытания проводятся для определения технических характеристик ЕЭС Казахстана и/или энергообъединения стран СНГ и Балтии.
39. Натурные испытания делятся на три категории:
1) системные испытания ЕЭС Казахстана – испытания, проведение которых приводит к изменению режима работы ЕЭС Казахстана в целом или в нескольких регионах ЕЭС Казахстана и требует координации на объектах разного оперативного подчинения;
2) региональные натурные испытания - испытания, проведение которых приводит к изменению режима работы региональной электрической сети одного оперативного подчинения;
3) системные испытания энергообъединения стран СНГ и Балтии - испытания, проведение которых приводит к изменению режима работы энергообъединения стран СНГ и Балтии в целом или в нескольких энергосистемах энергообъединения, включая ЕЭС Казахстана.
40. Системные испытания ЕЭС Казахстана проводятся по инициативе системного оператора. Системные испытания энергообъединения стран СНГ и Балтии проводятся по инициативе системного оператора или одной из энергосистем энергообъединения стран СНГ и Балтии. Региональные натурные испытания проводятся по инициативе региональной сетевой компании.
41. В зависимости от категории испытания соответствующий диспетчерский центр будет являться координатором испытаний, в обязанности которого входят:
1) разработка и согласование Программы проведения испытаний;
2) назначение задействованных в испытаниях электроустановок и диспетчерских центров;
3) руководство совместными действиями оперативно-диспетчерского персонала задействованных в испытаниях электроустановок и диспетчерских центров при проведении испытаний;
4) организация сбора и анализ зарегистрированных в ходе проведения испытания данных;
5) составление отчета о результатах проведенного испытания.
42. Программы проведения испытаний должны быть согласованы с задействованными диспетчерскими центрами.
43. Зарегистрированные на задействованных в испытаниях электроустановках и диспетчерских центрах в ходе проведения испытаний данные требуемого качества и объема должны направляться координатору проведения испытаний.

4. Диспетчеризация

44. Диспетчеризацию процессов производства, потребления, передачи электрической энергии в ЕЭС Казахстана осуществляет системный оператор.
45. Управление балансом мощности в ЕЭС Казахстана организуется на основании суточных графиков. Электростанции выполняют заданный суточный график нагрузки и вращающегося резерва. Потребители электрической энергии не превышают свой заявленный почасовой график потребления активной мощности.
46. Ведение режимов параллельной работы осуществляется на основе поддержания заданных суточным графиком сальдо межрегиональных и межгосударственных перетоков электрической энергии.
47. Потребители электроэнергии самостоятельно контролируют исполнение своих обязательств по выполнению суточного графика, как по потребляемой мощности, так и электроэнергии согласно заключенным договорам.
48. Энергопроизводящая организация самостоятельно контролирует поставку с шин электростанций электрической мощности и энергии соответствующего качества, согласно заключенным договорам, в соответствии с суточным графиком.
49. Оперативный контроль потребления электрической энергии в регионах (областях) производится самостоятельно диспетчерскими центрами энергопередающих организаций и РДЦ с учетом коррекции по частоте. Обо всех отклонениях от заданного графика дежурный персонал немедленно докладывает диспетчеру вышестоящего уровня оперативного управления.
50. При отклонении межгосударственного сальдо-перетока от задания в суточном графике по межгосударственным линиям электропередачи 1150 кВ, 500 кВ, 220 кВ системный оператор принимает необходимые меры по вхождению в заданный межгосударственный сальдо-переток.
51. Переход от одного значения мощности, заданного суточным графиком, к другому значению осуществляется не раньше, чем за 5 минут до конца часа и завершение – не позднее, чем через 5 минут после начала следующего часа.
52. Невыполнением суточного графика производства, потребления, сальдо-перетока электроэнергии считается отклонение фактической величины мощности от заданной в суточном графике в диапазоне, превышающем диапазон, определенный договором на оказание услуг по организации балансирования.
53. Нарушение суточного графика фиксируется на всех уровнях оперативного управления в оперативном журнале.
54. Системный оператор использует имеющиеся у него резервы электрической мощности для поддержания баланса электроэнергии в ЕЭС Казахстана и обеспечивает поддержание значений перетоков электроэнергии в соответствии с согласованными значениями. При недостатке резервных мощностей в ЕЭС Казахстана системный оператор принимает меры технического характера по ограничению потребления/генерации электроэнергии пользователей сети, допускающих нарушение суточного графика.
55. Диспетчерский резерв электрической мощности формируется следующими структурами:
1) ПУЛ резервов электрической мощности ЕЭС Казахстана;
2) балансирующий оптовый рынок электрической энергии;
3) рынок системных и вспомогательных услуг.
56. Резерв мощности, представляемый ПУЛом, формируется на основании ежедневно разрабатываемой классификационной таблицы в установленном инструкциями порядке.
57. При возникновении непредвиденных ситуаций, связанных со снижением выработки электростанций, системный оператор своим распоряжением вводит в действие резервы электрической мощности в установленном порядке. Факт использования резервной балансирующей мощности регистрируется в оперативном журнале системного оператора.
58. Системный оператор дает указания в форме оперативных распоряжений для выполнения установленного суточного графика перетоков мощности, потребления и производства.
59. Получив распоряжение, подчиненное оперативное лицо повторяет его, а отдавшее распоряжение оперативное лицо контролирует правильность усвоения распоряжения. Оперативное лицо, получившее распоряжение, приступает к выполнению его лишь после того, как получит подтверждение от лица, отдавшего распоряжение.
60. Сразу по получению распоряжения в отношении определенной генерирующей установки энергопроизводящая организация официально подтверждает по телефону принятие распоряжения или обосновывает его непринятие. Распоряжение не принимается только в целях безопасности персонала или по причине неправомерности распоряжения.
61. При возникновении непредвиденных ситуаций, связанных с безопасностью производства работ или угрозой повреждения оборудования электроустановок, местный персонал немедленно сообщает об этом диспетчеру системного оператора по телефону.
62. При отдаче и исполнении распоряжений диспетчера оперативный персонал всех уровней управления руководствуется соответствующими нормативными документами в сфере электроэнергетики.
63. Если пользователь сети не может выполнить распоряжение, отданное системным оператором, он извещает об этом системного оператора немедленно по телефону.
64. Системный оператор подробно регистрирует обстоятельства, причины, принятые меры в оперативном журнале.
65. Оперативная связь между системным оператором и пользователями сети осуществляется по телефону. В случае отказа всех видов оперативной связи между системным оператором и пользователем сети, последний предпринимает попытки установить контакт с системным оператором. До восстановления связи пользователь сети поддерживает нагрузку в соответствии с заданием в суточном графике или последними распоряжениями системного оператора.
66. При исчезновении прямой телефонной связи заинтересованные стороны принимают все возможные меры для восстановления связи с помощью необходимых средств.
67. В случае отсутствия связи между НДЦ СО и РДЦ, применяется организация централизованного диспетчерского управления согласно инструкциям НДЦ СО.
68. В случае необходимости передачи управления от НДЦ СО к РДЦ, последний принимает на себя всю ответственность по выполнению диспетчерских функций в управляемом им регионе. Все пользователи сети региона выполняют распоряжения РДЦ.
69. После восстановления связи РДЦ сообщает НДЦ СО обо всех изменениях в системе, которые произошли за время отсутствия связи.

5. Регулирование частоты и перетоков мощности

70. Номинальная частота в ЕЭС Казахстана равна 50 Гц. При ведении режима для обеспечения норм качества электрической энергии частота в ЕЭС Казахстана должна находиться в пределах 50+0,2 Гц не менее 95 % времени суток, не выходя за предельно допустимые 50+0,4 Гц.
71. В нормальном режиме поддержание частоты и/или контрактного межгосударственного сальдо-перетока осуществляется посредством соблюдения пользователями сети утвержденного суточного графика.
72. Системный оператор в нормальном режиме осуществляет координацию действий по регулированию частоты или межгосударственного сальдо-перетока в ЕЭС Казахстана с частоторегулирующими объединениями других государств.
73. При возникновении технологических нарушений системный оператор предпринимает все необходимые меры в соответствии с настоящими Правилами по их ликвидации. Пользователи сети следуют инструкциям, выдаваемым системным оператором.
74. При аварийном снижении генерирующей мощности в ЕЭС Казахстана оперативный персонал энергопроизводящей организации, включая электростанции с генерирующими установками, подключенными к сети напряжением 10кВ и 35кВ, потребителей с прямым подключением к сети напряжением 35кВ и выше, под координацией системного оператора:
1) восстанавливает частоту или заданный межгосударственный сальдо-переток за счет мобилизации вращающегося резерва на тепловых и гидроэлектростанциях, в том числе и через ПУЛ;
2) разворачивает холодный резерв на электростанции, аварийно снизившей генерацию, или электростанциях, имеющих договор на взаимное резервирование, в том числе через ПУЛ;
3) при исчерпании резервов мощности вводит ограничения для потребителей нагрузки от производителя, аварийно снизившего генерацию;
4) восстанавливает электроснабжение ограниченных пользователей сети по мере разворота резерва.
75. В ЕЭС Казахстана организовываются нормированное и общее первичное регулирование, вторичное и третичное регулирование частоты и перетоков, включающие в себя:
1) размещение необходимых резервов регулировочной мощности;
2) управление текущим режимом энергосистемы путем осуществления автоматического (или оперативного) вторичного регулирования, а также оперативное поддержание необходимой величины и размещения резервов первичного и вторичного регулирования.
76. Первичное регулирование частоты осуществляется в меру имеющихся возможностей всеми электростанциями в зависимости от характеристик регуляторов скорости турбин, заданных техническими правилами, при поддержке системами регулирования производительности котлов и в соответствии с действующими нормативами, с целью сохранения энергоснабжения потребителей и функционирования электростанций при аварийных отклонениях частоты.
77. Нормированное первичное регулирование осуществляется выделенными электростанциями (энергоблоками) нормированного первичного регулирования, на которых запланированы и постоянно поддерживаются резервы первичного регулирования, обеспечено их эффективное использование в соответствии с заданными характеристиками (параметрами) первичного регулирования.
78. Для целей нормированного первичного регулирования привлекаются электростанции, удовлетворяющие требованиям системного оператора. Все электростанции, не выделенные для нормированного первичного регулирования, участвуют в общем первичном регулировании. В исключительных случаях системный оператор дает временное разрешение на неучастие генерирующих установок в регулировании частоты в случае технических неисправностей или неустойчивой работы оборудования электроустановок.
79. Вторичное регулирование осуществляется путем изменения активной мощности, автоматически или оперативно, специально выделенных для этой цели электростанций для компенсации возникшего небаланса мощности, ликвидации перегрузки транзитных связей, для восстановления частоты и заданных внешних перетоков, и, как следствие, восстановления резервов первичной регулирующей мощности, потраченных при действии первичного регулирования.
80. Третичное регулирование осуществляется путем изменения мощности электростанций в целях восстановления вторичного резерва по мере его исчерпания.
81. Резерв мощности и время мобилизации нормированного первичного регулирования задает системный оператор.
82. Резерв мощности общего первичного регулирования должен составлять не менее 2,5% от общей располагаемой мощности электростанций ЕЭС Казахстана и распределяться между возможно большим количеством генераторов.
83. Зона нечувствительности общего первичного регулирования не должна превышать + 0,20 Гц. Статизм системы общего первичного регулирования на энергоблоках должен обеспечить выдачу всего заданного первичного резерва при отклонении частоты + 0,4 Гц.
84. Крутизна статической частотной характеристики ЕЭС Казахстана - величина первичной регулирующей мощности, возникающей в энергосистеме при определенном отклонении частоты, - определяется системным оператором на основе системных испытаний и мониторинга аварийных небалансов, при отсутствии таких данных принимается равной 4 % от величины потребления на 1 Гц (МВт/Гц).
85. Вторичное регулирование частоты и сальдо перетоков мощности ЕЭС Казахстана осуществляется центральным, интегральным (пропорционально-интегральным) автоматическим регулятором частоты и мощности, работающим в режиме реального времени в замкнутом контуре с объектом регулирования или вручную.
86. Величина вторичного резерва электрической мощности в ЕЭС Казахстана задается системным оператором и должна быть достаточной для компенсации нерегулярных колебаний небаланса мощности, компенсации погрешности регулирования баланса мощности в часы переменной части графика нагрузки, а также компенсации наиболее вероятной аварийной потери генерации или потребления, но не ниже мощности самого крупного агрегата или отклонения до 8 % текущего потребления ЕЭС Казахстана. В случае ограниченной пропускной способности сети на линиях электропередачи, связывающих отдельные части энергосистемы с ЕЭС Казахстана, резервируется аварийная потеря генерации в данных частях энергосистемы. Размещение вторичного резерва электрической мощности осуществляется с учетом ограничений по пропускной способности сети в отдельных частях ЕЭС Казахстана.
87. Вторичное регулирование должно обеспечивать полную компенсацию возникшего небаланса (или восстановление резерва первичного регулирования) за время не более 15 минут.
88. Система вторичного регулирования не должна препятствовать действию первичного регулирования.
89. Величина третичного резерва в ЕЭС Казахстана задается системным оператором и должна быть достаточной для обеспечения эффективного функционирования вторичного регулирования в заданном объеме и при требуемом качестве регулирования частоты и перетоков.
90. Третичное регулирование должно обеспечивать полное восстановление резерва вторичного регулирования за время не более 60 минут, а также выдачу мощности на время, необходимое для устранения причин ввода резерва.
91. При изменении в выработке мощности генерирующих установок электростанций, участвующих в регулировании частоты, из-за изменения частоты в энергосистеме оперативный персонал электростанции не препятствует увеличению/снижению генерации, за исключением случаев, угрожающих жизни людей и повреждению оборудования электроустановок.
92. Электростанции нормально работают с введенными регуляторами скорости вращения турбин. Электростанции согласовывают режим работы регуляторов скорости вращения турбин с системным оператором.
93. Статизм регуляторов скорости вращения турбин не превышает 5 %.
94. Зона нечувствительности регуляторов скорости вращения турбин не выше 0,2 Герц.
95. В случае выделения части ЕЭС Казахстана на изолированную работу, вышеизложенные требования сохраняют силу для выделившейся части энергосистемы. Первоочередной задачей оперативного диспетчерского управления является восстановление параллельной работы выделившейся части с ЕЭС Казахстана.
96. Системный оператор осуществляет мониторинг выполнения пользователями сети указанных в настоящем разделе технических требований.

6. Выбор допустимых перетоков мощности

97. Допустимые перетоки контролируются по величине активной мощности и подразделяются на максимальные и аварийные. Основным нормативным документом, определяющим требования к расчету допустимых перетоков, являются руководящие указания по устойчивости энергосистем.
Нормативные запасы по статической устойчивости (коэффициенты запасов по активной мощности и напряжению), проведение расчетов по выбору допустимых перетоков должны соответствовать руководящим указаниям по устойчивости энергосистем.
98. Максимально-допустимые перетоки должны удовлетворять следующим условиям:
1) обеспечивать запас по статической устойчивости не менее нормативного для нормальной и ремонтных схем;
2) обеспечивать запас по статической устойчивости не менее нормативного для послеаварийного режима;
3) обеспечивать динамическую устойчивость при нормативных возмущениях;
4) величины токовой загрузки проводов линий электропередачи и оборудования электроустановок не должны превышать длительно допустимых значений;
5) для обеспечения эффективности работы АЧР и ЧДА электростанций в дефицитных энергоузлах максимально допустимые перетоки не должны превышать 45 % от величины потребления энергоузла с учетом противоаварийной автоматики, действующей на снижение дефицита энергоузла при его аварийном отделении от ЕЭС Казахстана. Величина максимально допустимого перетока в этом случае определяется как 0,45 х (Р_{потребления} – ПА) + ПА, где Р_{потребления} – потребление энергоузла, ПА – объем ПА, действующей на отключение потребителей.
Максимально допустимый переток выбирается по меньшей из величин, определенных по вышеуказанным условиям.
99. Аварийно допустимые перетоки должны удовлетворять следующим условиям:
1) для нормальной и ремонтных схем должен обеспечиваться запас по статической устойчивости не менее нормативного для послеаварийного режима;
2) величины токовой перегрузки оборудования электроустановок не должны превышать значений, допустимых в течение 20 минут.
Аварийно допустимый переток выбирается по меньшей из величин, определенных по вышеуказанным условиям.
100. Под статической устойчивостью понимают способность системы самостоятельно восстановить исходный режим работы при малом возмущении.
Запас статической устойчивости характеризуется коэффициентами К_р и К_u, которые определяются по следующим формулам:

1)

где Р - активная мощность, проходящая через рассматриваемое сечение в исходном режиме; Р_пр - то же в режиме, предельном по статической устойчивости;
дельта Р - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении.

2)

где U - напряжение в узле нагрузки в исходном режиме; U_кр – критическое напряжение в том же узле, соответствующее границе, ниже которой происходит нарушение статической устойчивости двигателей.
Значения коэффициентов запаса по активной мощности и напряжению должны быть не ниже требуемых в руководящих указаниях:
при максимально допустимых перетоках К_р = 0.2, К_u = 0.15;
при аварийно допустимых перетоках К_р = 0.08, К_u = 0.10.
101. Динамическая устойчивость определяется способностью системы продолжать работу при резких внезапных нарушениях режима. Нормативные 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 устройства 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:
отключение элемента сети с двухфазным КЗ на землю с неуспешным АПВ;
отключение элемента сети с однофазным КЗ с отказом одного выключателя, действием УРОВ и неуспешным АПВ;
возникновение аварийного небаланса мощности вследствие отключения наиболее крупного генератора в единой энергетической системе.
102. Требования к запасам по статической устойчивости:
в нормальных режимах:
1) коэффициент запаса по активной мощности в любом сечении для данной схемы сети составляет не менее 20 %;
2) коэффициент запаса по напряжению во всех узлах энергосистемы не менее 15 %;
3) переток мощности ( P_m ) в любом сечении в рассматриваемом режиме не превышает предельный по динамической устойчивости переток, в том же сечении

где P _пр - предел динамической устойчивости при наиболее тяжелом нормативном возмущении для данной схемы.
В послеаварийных режимах:
4) коэффициент запаса по активной мощности в любом из установившихся послеаварийных режимов, возникших в результате нормативных возмущений, не менее 8 %;
5) в каждом узле и каждом из нормативных послеаварийных режимов коэффициент запаса по напряжению не менее 10 %.
Переход к аварийно допустимому перетоку допускается 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. При работе с аварийно допустимым перетоком не обеспечиваются устойчивость при нормативных возмущениях и эффективность АЧР и ЧДА электростанций.

7. Регулирование напряжения

103. Задачей регулирования напряжения в электрических сетях 220-500-1150 кВ ЕЭС Казахстана являются:
1) обеспечение требуемого качества напряжения у потребителя в соответствии ГОСТ 13109-97;
2) обеспечение уровней напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;
3) обеспечение устойчивости и надежной параллельной работы электростанций и ЕЭС Казахстана в целом;
4) снижение потерь электроэнергии в электрических сетях на ее транспорт.
104. В целях своевременного проведения ремонтов компенсирующих устройств, сокращения числа выводимых в резерв линий электропередачи по условиям обеспечения допустимых уровней напряжения, проведения операций по коммутации ВЛ, использования в полной мере возможности изоляции электрооборудования в режимах минимальных нагрузок допускается длительное отклонение напряжения на электрооборудовании класса 500 кВ от максимального длительно допустимого рабочего напряжения (525 кВ) в соответствии с приложением 9 к настоящим Правилам.
105. Способы регулирования напряжения в электрических сетях ЕЭС Казахстана:
1) автоматическое изменение возбуждения генераторов электростанций;
2) отключение-включение шунтирующих реакторов ПС 1150-35 кВ;
3) изменение положения анцапф автотрансформаторов и трансформаторов с устройством регулирования напряжения (РПН, ПБВ), регулирование вольтодобавочными трансформаторами, фазоповоротным трансформатором;
4) изменение перетока активной и реактивной мощности по межсистемным связям;
5) вывод в резерв ненагруженных линий электропередачи 110-1150 кВ;
6) отключение линейного разъединителя (или расшлейфовка ВЛ при отсутствии ЛР) выводимых в резерв ВЛ-500 кВ с включением в работу линейного реактора 500 кВ;
7) при исчерпании всех вышеперечисленных методов применяется ввод ограничений потребления.
106. Системный оператор выполняет регулирование напряжения в НЭС, энергопередающие организации в региональных электрических сетях.
107. Автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) должны быть постоянно включены в работу. Отключение АРВ или отдельных их элементов (ограничение минимального возбуждения) допускается только для ремонта или проверки.
Настройка и действие АРВ должны быть увязаны с допустимыми режимами работы генераторов (синхронных компенсаторов), общестанционными и системными устройствами автоматики.
108. В случаях, если генерирующая установка не имеет АРВ, либо настройка АРВ не обеспечивает устойчивой работы генератора, системный оператор накладывает ограничения на работу генерирующей установки в той степени, в какой это необходимо для обеспечения надежности ЕЭС Казахстана, вплоть до отключения генерирующей установки.
109. Регулирование напряжения в электрической сети ЕЭС Казахстана должно осуществляться в контрольных пунктах в соответствии с утвержденным графиком напряжения.
Перечень контрольных пунктов устанавливается системным оператором и сетевыми компаниями в соответствии с распределением оборудования электроустановок по способу диспетчерского управления и в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в сети.
Графики напряжения для контрольных пунктов разрабатываются не реже, чем один раз в квартал и корректируются, в случае необходимости, при краткосрочном планировании режима.
Графики напряжения разрабатываются на основе расчетов режимов электрической сети ЕЭС Казахстана по оптимизации реактивной мощности. Критерий оптимизации расчетов - минимум потерь активной мощности в сети на ее транспорт при обеспечении нормальных уровней напряжения.
В графиках напряжения должны быть указаны:
1) оптимальные уровни напряжения в контрольных пунктах;
2) аварийные пределы снижения напряжения;
3) положение анцапф РПН (ПБВ) автотрансформаторов и трансформаторов (перечень АТ-500/220 кВ, на которых положение анцапф определяет НДЦ СО);
4) количество постоянно включенных реакторов;
5) количество коммутируемых реакторов.

8. Осуществление переключений в электрической сети

110. Переключения в электрической сети осуществляются в соответствии с типовой инструкцией по переключениям в электроустановках. Системный оператор координирует работу по осуществлению переключений линий электропередачи находящихся в соответствии с распределением оборудования электроустановок и линий электропередачи по способу диспетчерского управления в его оперативном управлении, выдает разрешения на отключение оборудования электроустановок и/или устройств, в случае плановых и внеплановых отключений электроустановок.

9. Применение противоаварийной автоматики

111. Противоаварийная автоматика в ЕЭС Казахстана или отдельных ее частях предназначена для следующих целей:
1) локализация 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).
112. 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 электроустановок.
113. Каждая подсистема противоаварийной автоматики состоит из отдельных простых или сложных автоматик либо устройств противоаварийной автоматики, выполняющих определенные задачи противоаварийного управления.
114. К управляющим воздействиям системы противоаварийной автоматики ЕЭС Казахстана привлекается оборудование электроустановок пользователей сети, независимо от балансовой принадлежности.
115. В режиме параллельной работы ЕЭС Казахстана либо ее отдельных регионов с энергосистемами сопредельных государств система противоаварийной автоматики ЕЭС Казахстана может формировать управляющие воздействия, реализуемые в смежных энергообъединениях, а также, в свою очередь, исполнять управляющие воздействия, сформированные в смежных энергообъединениях.
116. Автоматическое отключение генераторов (АОГ) применяется в качестве управляющих воздействий в подсистемах автоматического предотвращения нарушения устойчивости, автоматической ликвидации асинхронного режима, автоматического ограничения повышения частоты, автоматической разгрузки оборудования электроустановок.
117. АОГ на блочных тепловых электростанциях осуществляется следующими способами:
1) частичной или полной разгрузкой 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.
118. Автоматическое отключение гидрогенераторов осуществляется отключением выключателя генератора с последующим закрытием направляющего аппарата.
119. АОГ выполняется на всех блочных электростанциях и гидроэлектростанциях, работающих в составе ЕЭС Казахстана, независимо от форм собственности.
120. За состояние и работоспособность автоматической разгрузки электростанций несет ответственность владелец электростанции. Системный оператор осуществляет контроль объема нагрузки, подключенной к автоматической разгрузке электростанций.
121. Специальная автоматика отключения нагрузки (САОН) применяется в качестве управляющих воздействий в подсистемах автоматического предотвращения нарушения устойчивости, автоматической ликвидации асинхронного режима, автоматического ограничения снижения частоты, автоматического ограничения снижения напряжения, автоматической разгрузки оборудования электроустановок. Отключение нагрузки выполняется как с запретом автоматического повторного включения, так и с разрешением.
122. Специальная автоматика отключения нагрузки выполняется на объектах потребителей, независимо от форм собственности, находящихся 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 автоматике отключения нагрузки в первую очередь подключаются крупные потребители, при недостаточности объема к специальной автоматике отключения нагрузки подключаются другие потребители.
123. Время отключения потребителей действием специальной автоматики отключения нагрузки не должно превышать 20 минут. Ответственные потребители, подключенные к специальной автоматике отключения нагрузки, оснащаются устройствами автоматического ввода резерва, автоматического повторного включения.
124. За состояние и работоспособность специальной автоматики отключения нагрузки несет ответственность потребитель. Системный оператор осуществляет контроль объема нагрузки, подключенной к специальной автоматике отключения нагрузки.
125. Применение специальной автоматики отключения нагрузки и автоматики отключения генераторов в ЕЭС Казахстана определяется системным оператором и оформляется соответствующим решением, согласованным с Госэнергонадзором. Срок действия решения о применении специальной автоматики отключения нагрузки и автоматики отключения генераторов не ограничивается. Решения пересматриваются системным оператором по мере необходимости (изменение величины нагрузки, схемы сети, режимов и т.д.).
126. Ввод резерва электрической мощности (автоматическая загрузка генераторов - АЗГ) 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 и ускорения включения потребителей, отключенных действием САОН).
Ввод резерва электрической мощности осуществляется автоматическим пуском гидрогенераторов, находящихся в резерве, или автоматическим переводом в активный режим гидрогенераторов, работающих в режиме синхронного компенсатора, а также дозагрузкой работающих генераторов, имеющих резерв.
127. 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 деления системы учитываются минимизация точек деления и количество коммутируемых выключателей, а также надежность работы первичных схем соединения системы после деления.
128. Отключение шунтирующих реакторов применяется в качестве управляющих воздействий подсистем автоматического предотвращения нарушения устойчивости и автоматического ограничения снижения напряжения.
129. Включение шунтирующих реакторов применяется в качестве управляющих воздействий подсистемы автоматического ограничения повышения напряжения.
130. 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.
131. Подсистема автоматической ликвидации 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.
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.
132. В отдельных случаях (при возможности ресинхронизации) 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.
133. Подсистема автоматического ограничения повышения напряжения в ЕЭС Казахстана образована совокупностью локальных устройств автоматического повышения напряжения, установленных на воздушных линиях 1150-500 кВ и некоторых воздушных линиях 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.
134. Подсистема автоматического ограничения снижения напряжения в ЕЭС Казахстана 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:
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.
135. Подсистема автоматического ограничения снижения частоты (АОСЧ) предназначена для предотвращения работы потребителей и оборудования электроустановок 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.
136. Подсистема автоматического ограничения снижения частоты осуществляет:
1) автоматический частотный ввод резерва;
2) автоматическую частотную разгрузку;
3) дополнительную разгрузку, действующую при больших местных дефицитах мощности (более 45 %);
4) восстановление питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (частотного автоматического повторного включения);
5) выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой (частотно делительная автоматика - ЧДА);
6) выделение генераторов на питание собственных нужд электростанций.
137. Находящиеся на объектах потребителя устройства автоматики частотной разгрузки резервируются устройствами автоматики частотной разгрузки, установленными на объектах энергопередающей организации, с которых осуществляется электроснабжение потребителя, с уставками меньшей частоты и большим временем срабатывания.
138. НДЦ СО ежегодно задает РДЦ 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. РДЦ 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.
139. 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 состояния устройств автоматики частотной разгрузки и объемов подключенной к ним нагрузки.
140. Настройка АОСЧ должна соответствовать типовой настройке, приведенной в приложении 10 к настоящим Правилам.
141. Устройства, составляющие подсистему автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ), предназначены для предотвращения недопустимого повышения частоты, при котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин тепловой электрической станции, а также ограничения длительного повышения частоты на тепловой электрической станции до значения, при котором нагрузка блоков не выходит за пределы диапазона допустимых нагрузок.
Устройства автоматического ограничения повышения 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.
142. В ЕЭС Казахстана подсистема автоматической разгрузки оборудования электроустановок состоит из локальных устройств противоаварийной автоматики, обеспечивающих автоматическую разгрузку оборудования электроустановок для предотвращения его повреждения при значительной перегрузке по току (устройства автоматики разгрузки линии, автоматики разгрузки трансформаторов).
Устройства подсистемы автоматической разгрузки оборудования электроустановок реагируют непосредственно на повышение тока в защищаемом электрооборудовании (линии, трансформаторе).
143. В качестве управляющих воздействий автоматической разгрузки оборудования электроустановок применяются отключения:
1) генераторов;
2) нагрузки;
3) перегружающегося оборудования электроустановок.
144. Для предотвращения неконтрактного потребления, приводящего к нарушению режима ЕЭС Казахстана 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.
145. Автоматическая разгрузка электростанций применяется для сохранения параллельной работы избыточного энергоузла при аварийном отключении электросетевого оборудования, аварийном перегрузе линий электропередачи или при опасном повышении частоты электрического тока.
146. Наличие устройств противоаварийной автоматики на объектах пользователей сети является обязательных условием их параллельной работы в составе ЕЭС Казахстана.

10. Построение релейной защиты и противоаварийной автоматики

147. 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 нормативных документов.
148. 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.
149. Система релейной защиты обеспечивает автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с минимально возможным временем в целях сохранения устойчивой работы неповрежденной части системы и ограничения области и степени повреждения. Если повреждение непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.
150. Состав и построение защит и автоматики каждого элемента сети 110кВ и выше должны отвечать требованиям ближнего резервирования и при выводе из работы любого устройства по любой причине должны:
1) обеспечивать сохранение функций защиты данного элемента сети от всех видов повреждений;
2) исключать необходимость вывода данного элемента из работы.
151. Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия.
152. Система защиты обеспечивает процесс сбора и анализа информации о повреждениях защищаемого электрооборудования, включая информацию о действиях и состоянии устройств релейной защиты и автоматики.
153. При вводе новых объектов и реконструкции существующих предусматриваются:
1) оснащение современными цифровыми программируемыми устройствами релейной защиты и автоматики, совмещающими функции защиты (автоматики), регистратора аварийных событий и определителя места повреждения (короткого замыкания), позволяющими осуществить:
увеличение возможностей самоконтроля и саморезервирования устройств релейной защиты и автоматики;
снижение затрат на техническое обслуживание устройств релейной защиты и автоматики;
снижение энергопотребления устройств релейной защиты и автоматики;
уменьшение габаритов и материалоемкости устройств релейной защиты и автоматики;
возможность включения устройств релейной защиты и автоматики в единые системы автоматизированного управления производства, передачи электрической энергии;
2) оснащение общеподстанционными устройствами регистрации доаварийного и аварийного режимов, последовательности событий (в том числе устройств релейной защиты и автоматики) на всех подстанциях напряжением 500-1150 кВ и напряжением 110-220 кВ, 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.
154. Для линий 500-1150 кВ в качестве основной защиты предусматриваются два комплекта защит, действующих без замедления при коротком замыкании в любой точке защищаемого участка. При этом должны рассматриваться следующие варианты:
продольная дифференциальная защита (ДЗЛ) и два комплекта ступенчатых защит с передачей одним из комплектов разрешающих сигналов;
два комплекта ступенчатых защит с передачей блокирующих или разрешающих сигналов по двум независимым В.Ч. каналам.
155. Для линий напряжением 110-220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе необходимости применения защиты, действующей без замедления при коротком замыкании в любой точке защищаемого участка, решается в первую очередь с учетом требования сохранения устойчивости.
156. Если основная защита элемента обладает абсолютной селективностью, тогда на данном элементе устанавливается резервная система защиты, выполняющая функции как ближнего, так и дальнего резервирования.
157. Если за основную защиту на линиях 220-1150кВ принята высокочастотная 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 от замыкания на землю.
При этом функции ступенчатых защит также должны входить в терминалы быстродействующих защит.
158. 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.
159. На линиях 500-1150 кВ, а также ответственных линиях 220 кВ предусматривается защита от неполнофазного режима.
160. Все воздушные линии оснащаются приборами для определения места повреждения.
На воздушной линии осуществляется цифровая регистрация переходных процессов при коротком замыкании с записью доаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе срабатываний устройств релейной защиты и автоматики.
161. Для повышения надежности и улучшения условий согласования резервных защит линий разного класса напряжений устанавливаются по два комплекта дифференциальных защит автотрансформаторов и реакторов 500кВ. Указанные комплекты защит включаются с соблюдением принципов ближнего резервирования.
162. Резервные защиты на сторонах ВН и СН трансформаторов и автотрансформаторов 220кв и выше должны выполняться в виде ступенчатых защит (дистанционных и токовых направленных нулевой последовательности).
163. Резервные защиты автотрансформатора обеспечивают полноценное дальнее резервирование защит смежных воздушных линий при использовании дальнего резервирования взамен дублирования.
164. На защиты от внутренних повреждений автотрансформаторов и реакторов не должны возлагаться функции датчиков пуска устройств пожаротушения. Пуск схемы пожаротушения указанных элементов должен осуществляться от специальных устройств обнаружения пожара. На всех трансформаторах этой категории устанавливается регистратор последовательности событий.
165. Для повышения надежности, предотвращения нарушений динамической устойчивости и улучшения условий согласования резервных защит линий различных классов напряжений необходимо устанавливать по два комплекта дифференциальных защит сборных шин и ошиновок для распределительных устройств (РУ) 500 и 1150 кВ.
166. Для сборных шин 110-220 кВ подстанций, имеющих шиносоединительные или секционные выключатели, допускается устанавливать по одному комплекту дифференциальной защиты шин с выполнением отдельных секционирующих защит на шиносоединительных выключателях и секционных выключателях, если время действия этих отдельных защит удовлетворяет требованиям динамической устойчивости.
167. Устройство резервирования отказа выключателей действует на отключение выключателей смежных с отказавшим с запретом их автоматического повторного включения. Схемы устройства резервирования при отказе выключателей выполняются таким образом, чтобы предотвращалось их случайное срабатывание на отключение смежных присоединений.
168. Уставки устройств релейной защиты и автоматики в национальной и региональной электрической сети выбираются каждой стороной самостоятельно и взаимно согласовываются в соответствии с перечнем распределения линий и оборудования по способу диспетчерского управления. Сторона, которая выбирает уставки, обеспечивает правильный выбор и утверждение уставок релейной защиты и автоматики в части устройств релейной защиты и автоматики, находящихся в ее оперативном управлении, и осуществляет согласование уставок устройств релейной защиты и автоматики, находящихся в ее оперативном ведении. Если при выборе уставок устройств релейной защиты и автоматики затрагиваются уставки устройств релейной защиты и автоматики третьих сторон, то согласование должно быть распространено и на эти третьи стороны.
169. Выбор и согласование уставок устройств релейной защиты и автоматики и изменение существующих уставок релейной защиты и автоматики отдельного элемента сети необходимо выполнять при:
1) вводе в эксплуатацию новых линий, электростанций, подстанций и оборудования электроустановок;
2) модернизации устройств релейной защиты и автоматики;
3) работе с нарушением нормального режима и конфигурации схемы сети.
170. При выборе и согласовании уставок релейной защиты и автоматики соблюдаются основные требования к ним, в том числе:
1) обеспечение быстрого и надежного отключения с обеих сторон данного элемента сети любых видов возникающих на ней коротких замыканий;
2) обеспечение допустимого перетока мощности по всем элементам электропередачи в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах работы без излишних отключений;
3) обеспечение резервирования отказавших защит или выключателя;
4) обеспечение автоматического повторного включения выключателей с обеих сторон воздушной линии после отключения короткого замыкания действием защит, разрешающих автоматическое повторное включение;
5) обеспечение динамической устойчивости при принятых эксплуатационных режимах.
Отклонения от вышеуказанных принципов утверждаются руководством организаций, принимающих участие в выборе и согласовании данных уставок.
171. Системный оператор обеспечивает расчет и выбор уставок в части релейной защиты и автоматики, находящихся в его оперативном управлении, и производит согласование уставок в части релейной защиты и автоматики, находящихся в его оперативном ведении.
172. Все системы релейной защиты и автоматики проходят регулярные испытания и техническое обслуживание, производимые на основе их правил и норм технического обслуживания.
173. Урегулирование любых разногласий, возникающих в отношении уставок релейной защиты, или иных вопросов, связанных с системой защиты, производится в соответствии с нормативными документами.

11. Локализация и ликвидация технологических нарушений.

174. Действия оперативного персонала системного оператора и взаимодействующих с ним пользователей сети во время различных аварийных ситуаций в ЕЭС Казахстана регламентируются Инструкцией по предотвращению, локализации и ликвидации аварий, утверждаемой системным оператором (далее - Инструкция), разрабатываемой системным оператором, в соответствии с Правилами осуществления мер по предотвращению аварийных нарушений в ЕЭС Казахстана и их ликвидации.
175. На основании данной Инструкции пользователи сети разрабатывают инструкции по ликвидации аварий для оперативного персонала своих электроустановок, в которых помимо прочего определены порядок и условия ручных действий оперативного персонала, связанных с:
1) повышением частоты;
2) понижением частоты;
3) повышением напряжения;
4) понижением напряжения;
5) перегрузкой межрегиональных и региональных связей;
6) возникновением асинхронного режима и синхронных качаний;
7) разделением ЕЭС Казахстана;
8) повреждением и отключением воздушной линии 220-500-1150 кВ;
9) потерей значительной части генерирующей мощности;
10) повреждением выключателей и разъединителей;
11) неисправностями и отказами устройств релейной защиты и автоматики и противоаварийной автоматики.
176. Полное отключение - ситуация, когда вся выработка прекратилась и нет никакого электрического питания в ЕЭС Казахстана, в том числе по межгосударственным линиям электропередачи. При этих обстоятельствах невозможно автоматическое восстановление режима функционирования электрической сети без руководства (распоряжений) системного оператора.
177. Частичное отключение - это прекращение выработки электроэнергии в отдельной части ЕЭС Казахстана с отключением межрегиональных линий электропередачи.
178. В течение полного обесточивания или частичного обесточивания и в течение последующего восстановления оперативный персонал действует в соответствии с инструкциями по ликвидации аварий.
179. Процедура восстановления начинается с подачи напряжения от части электрической сети, сохранившей нормальное функционирование.
Восстановление после полного обесточивания или частичного обесточивания производится достаточно гибко с учетом имеющихся в распоряжении электростанций, их эксплуатационных характеристик и регулировочного диапазона, а также эксплуатационных характеристик электрической сети. Системный оператор обеспечивает реализацию процедуры «разворота с нуля». Пользователи сети исполняют все распоряжения системного оператора по подъему нагрузки электростанций, ограничению (отключению) потребителей, по изменению схемы электрической сети для реализации мероприятий «разворота с нуля».
180. Во всех ступенях процесса управления принимается во внимание следующее:
1) необходимо удостовериться, что располагаемая генерируемая мощность больше или соответствует электропотреблению, при каждом подключении потребителей электропотребление будет обеспечено необходимым подъемом резервов мощности;
2) обеспечен достаточный диапазон регулирования на электростанциях для поддержания частоты;
3) управление сетевым напряжением в рабочих пределах;
4) обеспечение адекватного действия регуляторов тепловой электростанции;
5) восстановление электропотребления производить настолько быстро и надежно, насколько возможно.
181. Ключевые этапы «разворота с нуля» следующие:
1) выяснение схемы электрической сети, состояния основного оборудования электростанций;
2) подготовка путей восстановления;
3) «разворот с нуля» и подача напряжения;
4) для каждого этапа создание наиболее надежной жизнеспособной и устойчивой электрической схемы сети;
5) синхронизация электростанций и, в конечном счете, восстановление единой электроэнергетической системы;
6) полное восстановление электропотребления.
Электростанция осуществляет разработку плана «разворота с нуля», который ежегодно пересматривается, обновляется.
182. Проверка готовности электростанции к «развороту с нуля» проводится местным персоналом в условиях моделируемой аварии.
183. Средства связи, телеизмерений и телесигнализации являются основой для восстановления режима работы энергосистемы после полного обесточивания. Все жизненные средства связи, включая обеспеченные электропитанием от третьих лиц, функционируют, по крайней мере, 24 часа после полной потери электропитания. Отдельные ключевые объекты управления (центры управления) требуют более длинного периода работы после потери электропитания.
Системы управления опробуются ежегодно в условиях моделируемой аварии с потерей электропитания.
184. Персонал, вовлеченный в процесс восстановления электрической сети, периодически обучается практической реализации путей восстановления.
185. Там, где части ЕЭС Казахстана (энергоузла, электроустановки) выходят из синхронизма друг с другом, но нет полного или частичного отключения, системный оператор вправе разрешить пользователем сети самостоятельно регулировать выработку и/или электропотребление, чтобы достигнуть в самое кратчайшее время нормальной работы. Системный оператор сообщает пользователям сети, когда синхронизация имела место.
В обстоятельствах, где часть электрической сети, с которой связаны гидроэлектростанции, отделилась от остальной части электрической сети и нет никакого устройства синхронизации с остальной частью электрической сети, оперативный персонал электроустановок действует по указанию системного оператора.
186. В случае потери возможности осуществления диспетчерского управления ЕЭС Казахстана с основного диспетчерского центра, функции управления ЕЭС Казахстана передаются дублеру.
187. Пользователи сети обменивается номерами телефонов с НДЦ СО и местными энергопередающими организациями в письменной форме с указанием представителей управления, уполномоченных принимать решения от имени организации и которые могут входить на контакт в течение 24 часов в сутки.
Для новых пользователей сети номера телефонов будут обеспечиваться при подписании ими договора связи. Номера передаются в письменной форме по мере изменения информации.
188. При возникновении нарушения:
1) если нарушение возникло на электроустановке пользователя сети, пользователь уведомляет об этом системного оператора и энергопередающие организации, к которым он присоединен;
2) если нарушение возникло на электроустановке энергопередающей организации, она уведомляет системного оператора и всех присоединенных пользователей сети об этом;
3) если нарушение возникло на электроустановке системного оператора, системный оператор сообщает об этом пользователям сети, в чьем управлении или ведении находится электроустановка.
189. После получения уведомления либо при самостоятельном обнаружении нарушения системный оператор определяет, является ли факт нарушения системной аварией. В случае подтверждения признаков системной аварии, системный оператор устанавливает причины системной аварии и приступает к ее ликвидации.
С момента установления причины аварии все коммуникации между диспетчерами РДЦ предоставляются диспетчеру НДЦ СО по его требованию.

12. Обмен информацией о работе и/или событиях

190. Объемы и сроки представления системным оператором и пользователями сети информации по вопросам управления ЕЭС Казахстана, использования сетей регламентируются положениями по взаимоотношениям между диспетчерскими центрами (службами), типовыми договорами на оказание услуг по технической диспетчеризации, оказание услуг по передаче электрической энергии.
191. Для поддержания связи все стороны гарантируют наличие соответствующего оборудования для обеспечения достоверного обмена необходимой информацией с системным оператором и/или энергопередающей организацией в зависимости от конкретной ситуации. Необходимые требования:
1) прямой телефонный канал;
2) факс;
3) специальный адрес электронной почты;
4) цифровой или аналоговый канал передачи данных телеметрии.
192. Для подстанций напряжением 220 кВ, 500 кВ и 1150 кВ, энергопроизводящих организаций с установленной мощностью свыше 10 МВт, потребителей электроэнергии мощностью в точке подключения к национальной электрической сети более 1 МВт, потребителей электроэнергии, подключенных к сети напряжением 220 кВ и выше, диспетчерских центров крупных потребителей электроэнергии необходима организация каналов связи и передачи данных телеметрии на диспетчерский центр системного оператора (РДЦ) по двум независимым направлениям.
Между НДЦ СО и РДЦ, между РДЦ, которые имеют смежные зоны управления, между НДЦ и диспетчерскими центрами энергосистем сопредельных государств необходима организация каналов связи и передачи данных телеметрии по двум независимым направлениям.
193. Диспетчерские центры(пункты) пользователей сети, независимо от форм собственности, оборудуются прямыми каналами связи и передачи данных телеметрии для оперативно-диспетчерского управления. Обеспечиваются связь и обмен данными телеметрии между:
1) диспетчерским центром региональной электросетевой компании и подстанциями 35 кВ и выше, находящимися в оперативном управлении этих диспетчерских центров;
2) диспетчерским центром региональной электросетевой компании и диспетчерским центром пользователя или подстанции пользователя при отсутствии у него диспетчерского центра;
3) диспетчерским центром региональной электросетевой компанией и РДЦ;
4) НДЦ СО и РДЦ;
5) РДЦ, которые имеют смежные зоны управления;
6) РДЦ и диспетчерским центром крупных потребителей электроэнергии или подстанциями пользователя при отсутствии диспетчерского центра;
7) НДЦ и диспетчерскими центрами энергосистем сопредельных государств.

Приложение 1
к Электросетевым правилам

Содержание «Схемы подключения пользователя»

1) обзор существующего состояния электроснабжения и перспективы развития на 3(5)-10 лет;
2) электрические нагрузки и источники их покрытия;
3) балансы мощности и электроэнергии (существующее состояние и перспектива на 3(5)-10 лет);
4) варианты схемы внешнего электроснабжения;
5) обоснование рекомендуемой схемы внешнего электроснабжения;
6) расчеты электрических режимов (нормальные, послеаварийные режимы) рассматриваемого района с прилегающими электрическими сетями;
7) расчет уровней токов короткого замыкания для выбора оборудования;
8) принципы выполнения релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики;
9) принципы организации диспетчерского и технологического управления;
10) учет электроэнергии;
11) планируемые мероприятия по энергосбережению;
12) объемы электросетевого строительства, укрупненный расчет стоимости строительства;
13) выводы;
14) чертежи: принципиальные схемы, карты-схемы или ситуационный план, результаты расчетов электрических режимов, схемы организации диспетчерского и технологического управления.

Содержание «Схемы выдачи мощности электростанции»

1) обзор существующего состояния электроснабжения рассматриваемого региона и перспективы развития на 3(5)-10 лет;
2) балансы мощности и электроэнергии рассматриваемого региона (существующее состояние и перспектива на 3(5)-10 лет);
3) варианты схемы выдачи мощности;
4) обоснование рекомендуемой схемы выдачи мощности;
5) расчеты электрических режимов (нормальные, послеаварийные режимы) рассматриваемого района с прилегающими электрическими сетями;
6) расчет уровней токов короткого замыкания для выбора оборудования;
7) принципы выполнения релейной защиты и автоматики, противоаварийной автоматики;
8) принципы организации диспетчерского и технологического управления;
9) учет электроэнергии;
10) планируемые мероприятия по энергосбережению;
11) объемы электросетевого строительства, укрупненный расчет стоимости строительства;
12) выводы;
13) чертежи: принципиальные схемы, карты-схемы или ситуационный план, результаты расчетов электрических режимов, схемы организации диспетчерского и технологического управления.

Приложение 2
к Электросетевым правилам

УТВЕРЖДАЮ
________________
(подпись руководителя)
«____»_________ 20__ год

Заявка

На присоединение (существующих генерирующих установок)
__________________________________________
(полное наименование объекта (действующего, реконструируемого),
ведомственная принадлежность и его местонахождение)
к______________________________________________________________
(указать точку присоединения (шины ПС, наименование ЛЭП и т.д.)

1. Основание для выдачи технических условий:
_____________________________________________________
(указать пункт Электросетевых правил)

2. Установленная/располагаемая мощность объекта по годам

Годы ввода	Руст, МВт	Ррасп, МВт
Текущее (20__г.)
Планируемое (на предстоящий период - 5 лет)
20___г.
20___г.
20___г.

3. Приложения:
1. Ситуационный план размещения объекта.
2. Существующая и предполагаемая схема присоединения (выдачи мощности) генерирующих установок (с указанием количества и мощности генераторов, трансформаторов, протяженности и сечения провода ЛЭП, балансовой принадлежности сетей рассматриваемого района).
3. Перечень собственных потребителей (с указанием электрических нагрузок существующих и планируемых потребителей, технических характеристик их электроустановок).
4. Копии решений, актов о выделении земельных участков.

Приложение 3
к Электросетевым правилам

УТВЕРЖДАЮ
________________
(подпись руководителя)
«____»_________ 20__ год

Заявка

На присоединение (новых генерирующих установок)
___________________________________________
(полное наименование объекта, ведомственная принадлежность и его
местонахождение)
к_______________________________________________________________
(указать точку присоединения (шины ПС, наименование ЛЭП и т.д.)

1. Основание для выдачи технических условий:
______________________________________________________________
(указать пункт Электросетевых правил)

2. Установленная/располагаемая мощность объекта по годам

Годы	Руст, МВт	Ррасп, МВт
20__г. (год ввода)
(последующий период - 5 лет)
20___г.
20___г.
20___г.

3. Приложения:
1. Ситуационный план размещения объекта.
2. Предполагаемая схема присоединения (выдачи мощности) генерирующих установок (с указанием количества и мощности генераторов, трансформаторов, протяженности и сечения провода ЛЭП, балансовой принадлежности сетей рассматриваемого района).
3. Документ, на основании которого планируется строительство объекта (государственные, отраслевые программы).
4. Перечень собственных потребителей (с указанием электрических нагрузок существующих и планируемых потребителей, технических характеристик их электроустановок).
5. Копии решений, актов о выделении земельных участков.

Приложение 4
к Электросетевым правилам

УТВЕРЖДАЮ
________________
(подпись руководителя)
«____»_________ 20__ год

Заявка

На присоединение (существующего пользователя)
_____________________________________
(полное наименование объекта (действующего, реконструируемого),
ведомственная принадлежность и его местонахождение)
к _______________________________________________________________
(указать точку подключения (шины ПС, наименование ЛЭП и т.д.)

1. Основание для выдачи технических условий:
__________________________________________________________________
(указать пункт Электросетевых правил)

2. Заявленная мощность и электропотребление объекта по годам.

Годы	Р, МВт	Э, млн.кВт.ч.
Текущее (20___г)
Планируемое (на предстоящий период - 5 лет)
20__ г.
20__г.
20__г.

3. Характер нагрузки - постоянная, переменная, сезонная.
4. Категория электроприемников по надежности электроснабжения в целом и отдельных технологических установок в соответствии с ПУЭ (Правилами устройства электроустановок).
5. Перечень субпотребителей и технические характеристики их электроустановок.
6. Приложения:
1) ситуационный план размещения объекта;
2) существующая и предполагаемая схема внешнего электроснабжения объекта (с указанием протяженности и сечения провода ЛЭП, мощности и количества трансформаторов ПС и ведомственной, балансовой принадлежности сетей рассматриваемого района);
3) расчет электрических нагрузок, подтверждающий заявленную мощность объекта;
4) документ от энергопроизводящей организации, подтверждающий покрытие заявленной мощности объекта;
5) информация о собственных генерирующих источниках (с указанием мощности ГТУ, ДЭС) для использования в качестве резервного источника электроснабжения;
6) копии решений, актов о выделении земельных участков.

Приложение 5
к Электросетевым правилам

УТВЕРЖДАЮ
________________
(подпись руководителя)
«____»_________ 20__ год

Заявка

На присоединение (существующего пользователя)
____________________________________________________________
(полное наименование объекта, ведомственная принадлежность и его
местонахождение)
к__________________________________________________________________
(указать точку подключения (шины ПС, наименование ЛЭП и т.д.)

1. Основание для выдачи технических условий:
__________________________________________________________________
(указать пункт Электросетевых правил)

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

годы	Р, МВт	Э, млн.кВт.ч.
20___г. (год ввода)
(последующий период – 5 лет)
20___ г.
20___ г.

3. Характер нагрузки - постоянная, переменная, сезонная.
4. Категория электроприемников по надежности электроснабжения в целом и отдельных технологических установок в соответствии с ПУЭ (Правилами устройства электроустановок).
5. Перечень субпотребителей и характеристики их электроустановок.
6. Приложения:
1) ситуационный план размещения объекта;
2) предполагаемая схема внешнего электроснабжения объекта (с указанием протяженности и сечения провода ЛЭП, мощности и количества трансформаторов ПС и ведомственной, балансовой принадлежности сетей рассматриваемого района);
3) документ, на основании которого планируется строительство объекта (государственные, отраслевые программы);
4) расчет электрических нагрузок, подтверждающий заявленную мощность объекта;
5) документ от энергопроизводящей организации, подтверждающий покрытие заявленной мощности объекта;
6) информация о собственных генерирующих источниках (с указанием мощности ГТУ, ДЭС) для использования в качестве резервного источника электроснабжения;
7) копии решений, актов о выделении земельных участков.

Приложение 6
к Электросетевым правилам

Срок выдачи технических условий

Действия	Срок (рабочие дни)	Исполнитель
1. Выдача технических условий при представлении пользователем полной информации для объектов с суммарной мощностью свыше 1 мегаВатт (если не требуется усиление сети)	30 дней	энергопередающая организация (энергопроизводящая организация)
2. Выдача технических условий при представлении пользователем полной информации для объектов с суммарной мощностью свыше 1 мегаВатт (если требуется усиление сети)	45 дней	энергопередающая организация (энергопроизводящая организация)
3. Уведомление о принятии технических условий к исполнению	30 дней	Пользователь

Приложение 7
к Электросетевым правилам

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

№ п/п	Действие	Дата	Примечание
1	Разработка графика отключений линий электропередачи и сетевого оборудования	(до 30 июня)	в соответствии с перечнем распределения по способу диспетчерского управления линий и оборудования
2	Представление графика ремонтов генерирующих установок и электрооборудования энергопередающих организаций	(до 1 сентября)	в соответствии с перечнем распределения по способу диспетчерского управления линий и оборудования
3	Согласование графика отключений линий электропередачи и сетевого оборудования с диспетчерскими центрами сопредельных государств	(до 15 декабря)	в соответствии с перечнем распределения по способу диспетчерского управления линий и оборудования
4	Утверждение графика отключений линий электропередачи и сетевого оборудования, графика ремонтов генерирующих установок и электрооборудования энергопередающих организаций	(до 25 декабря)	в соответствии с перечнем распределения по способу диспетчерского управления линий и оборудования
5	Представление Системным оператором утвержденных графиков	(до 30 декабря)	в соответствии с перечнем распределения по способу диспетчерского управления линий и оборудования

Приложение 8
к Электросетевым правилам

Допустимое повышение напряжения промышленной
частоты оборудования электроустановок 110-750 кВ

Оборудование	Номинальное напряжение, кВ	Допустимое повышение напряжения при длительности воздействия, секунд
		1200	20	1	0,1
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы1	110-150	1,10 1,10	1,25 1,25	1,90 1,50	2,00 1,58
Шунтирующие реакторы и электромагнитные трансформаторы напряжения	110-330 500	1,15 1,15 1,15 1,15	1,35 1,35 1,35 1,35	2,00 9,00 2,00 1,50	2,10 1,58 2,08 1,58
Коммутационные аппараты2, емкостные трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, конденсаторы связи и шинные опоры	110-500	1,15 1,15	1,60 1,60	2.20 1,70	2,40 1,80
Вентильные разрядники всех типов	110-220	1,15	1,35	1,38	-
Вентильные разрядники типа РВМГ	330-500	1,15	1,35	1,38	-
Вентильные разрядники типа РВМК	330-500	1,15	1,35	1,45	-
Вентильные разрядники типа РВМК-П	330-500	1,15	1,35	1,70	-
Силовые трансформаторы и автотрансформаторы1	750	1,10	1,25	1,67	1,76
Шунтирующие реакторы, коммутационные аппараты2, трансформаторы напряжения и тока, конденсаторы связи и шинные опоры	750	1,10	1,30	1,88	1,98
Вентильные разрядники	750	1,15	1,36	1,40	-
Ограничители перенапряжений нелинейные	110-220 330-750	1,39 1,26	1,50 1,35	1,65 1,52	- -

¹ Независимо от значений, указанных в таблице, по условию
нагрева магнитопровода повышение напряжения в долях номинального
напряжения установленного ответвления обмотки ограничивается при 1200
с до 1,15, при 20 с - до 1,3.
² Независимо от значений, указанных в таблице, собственное
восстанавливающееся напряжение на контактах выключателя
ограничивается: по условию отключения неповрежденной фазы линии при
несимметричном КЗ - до 2,4 или 2,8 (в зависимости от исполнения
выключателя, указанного в технических условиях) для оборудования
110-220 кВ и до 3,0 – для оборудования 330-750 кВ, по условию
отключения ненагруженной линии – до 2,8 для оборудования 330-750 кВ.

Приложение 9
к Электросетевым правилам

Типовая настройка АОСЧ

№ п/п	Категория АЧР	Объем АЧР %*		Уставки АЧР		Величина интервала между очередями АЧР****
				по частоте (Гц)	по времени (сек)	по частоте (Гц)	по времени (сек)
1	АЧР1	3-4	50	49.2	0.3-0.5	-	-
2		47- 46		48.846.5	0.3-0.5	0.1 - 0.2	-
3	АЧР2 н.с.	10		49.1	540	-	<5
4	АЧР2 совм.	**		49.0	520	-	<5
				48.9	2035	-	<5
				48.8	3550	-	<5
				48.7	5070	-	<5
5	ЧАПВ	***		49.449.9	>10	0.1 - 0.2	5

Примечания.
*) Требования к объему АЧР определяют минимальную суммарную мощность
потребителей, подключенных к комплектам соответствующей категории
АЧР, в % от прогнозного потребления энергосистемы с учетом потерь и
собственных нужд энергопроизводящих организаций.
**) 1. Общая мощность совмещения с АЧР1 – не менее 60 % всей мощности
нагрузки, подключенной к АЧР1.
2. Весь объем мощности, подключенной к устройствам АЧР-1 с
уставками ниже 47.5 Гц, полностью совмещен с АЧР-2.
***) 1. Суммарная мощность подключаемых к ЧАПВ энергопринимающих
установок потребителей не регламентируется и определяется по местным
условиям работы энергосистемы.
2. Действия ЧАПВ в энергосистемах скоординированы с целью
исключения перегрузки межсистемных связей.
****) Подключаемая к АЧР мощность нагрузки должна распределяться
равномерно по очередям. Допускается незначительная неравномерность
распределения по очередям АЧР мощности нагрузки при условии
увеличения ее доли на очередях с более высокими уставками АЧР по
частоте.

Электр желілік қағидаларды бекiту туралы

Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2013 жылғы 19 маусымдағы № 625 қаулысы. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Үкіметінің 2015 жылғы 21 тамыздағы № 657 қаулысымен

Ескерту. Күші жойылды - ҚР Үкіметінің 21.08.2015 № 657 қаулысымен (алғашқы ресми жарияланған күнінен бастап қолданысқа енгізіледі).

БАСПАСӨЗ РЕЛИЗІ

РҚАО-ның ескертпесі.
ҚР мемлекеттік басқару деңгейлері арасындағы өкілеттіктердің аражігін ажырату мәселелері бойынша 2014 жылғы 29 қыркүйектегі № 239-V ҚРЗ Заңына сәйкес ҚР Энергетика министрінің 2014 жылғы 18 желтоқсандағы № 210 бұйрығын қараңыз.

«Электр энергетикасы туралы» 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасының Заңы 4-бабының 23) тармақшасына сәйкес Қазақстан Республикасының Үкіметі ҚАУЛЫ ЕТЕДІ:
1. Қоса беріліп отырған Электр желілік қағидалар бекітілсін.
2. Осы қаулы алғашқы ресми жарияланғанынан кейін күнтізбелік он күн өткен соң қолданысқа енгізіледі.

Қазақстан Республикасының
Премьер-Министрі С. Ахметов

Қазақстан Республикасы
Үкіметінің
2013 жылғы 19 маусымдағы
№ 625 қаулысымен
бекітілген

Электр желілік қағидалар

1. Жалпы ережелер

1. Осы Электр желілік қағидалар (бұдан әрі – Қағидалар) «Электр энергетикасы туралы» 2004 жылғы 9 шілдедегі Қазақстан Республикасының Заңы 4-бабының 23) тармақшасына сәйкес әзірленді және электр желісін пайдалану мен Қазақстан Республикасының біртұтас электр энергетикалық жүйесін басқаруды ұйымдастыру тәртібін реттейді.
2. Осы Қағидаларда мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:
1) баланстық тиесілік – энергия өндіруші, энергия беруші ұйымның және оларға меншік құқығында немесе өзге де заңды негізде тиесілі тұтынушының электр желісі учаскесі;
2) баланстық тиесілік шекарасы – энергия өндіруші, энергия беруші ұйымдар мен тұтынушылардың арасындағы олардың баланстық тиесілігіне сәйкес электр желісін бөлу нүктесі (сызығы);
3) тараптардың пайдаланушылық жауапкершілігінің шекарасы – энергия өндіруші, энергия беруші ұйымдар мен тұтынушылардың арасындағы тараптардың пайдаланушылық жауапкершілігі шекарасын айқындайтын электр желісін бөлу нүктесі (сызығы);
4) жоғары кернеу – 1000 Вольт және одан жоғары кернеу;
5) генерациялайтын қондырғы – электр энергиясын өндіретін құрылғы;
6) қосалқы (шунтталатын) электр беру желілері – басқа электр беру желілерімен қатарлас қосылған электр беру желілері, солар арқылы оның нормаланатын сапасымен электрмен жабдықтаудың сенімділігі бойынша санатқа сәйкес келетін сенімділік дәрежесін қамтамасыз ету үшін электр энергиясы мен қуатын жеткізу жүзеге асырылады;
7) Қазақстан Республикасының біртұтас электр энергетикалық жүйесі (бұдан әрі – Қазақстан БЭЖ) – Қазақстан Республикасының тұтынушыларын сенiмдi және сапалы энергиямен жабдықтауды қамтамасыз ететiн электр станцияларының, электр жеткізу желiлерi мен шағын станциялардың жиынтығы;
8) өңіраралық және (немесе) мемлекетаралық электр беру желілері – өңірлер және (немесе) мемлекеттер арасында электр энергиясын беруді қамтамасыз ететін кернеуі 200 киловольт және одан жоғары электр беру желілері;
9) жүйелік оператордың ұлттық диспетчерлік орталығы (бұдан әрі – ЖО ҰДО) – жүйелiк оператордың құрылымына кіретін, Қазақстан Республикасының біртұтас электр энергетикалық жүйесін жедел басқару мен электр энергиясын теңгерімдеу және оның сапасын қамтамасыз етудi қоса алғанда, оның жұмыс сенімділігі үшін жауап беретiн бөлiмше;
10) ұлттық электр желісі (бұдан әрі – ҰЭЖ) – шағын станциялардың, тарату құрылғыларының, кернеуi 220 киловольт және одан жоғары өңiраралық және (немесе) мемлекетаралық электр беру желiлерiнiң және электр станцияларының электр энергиясын берудi жүзеге асыратын электр беру желiлерiнiң жиынтығы, олар жекешелендiруге жатпайды және Қазақстан Республикасының Үкiметi айқындайтын тәртiппен және шарттармен ұлттық компанияға берiледi;
11) төменгі кернеу – 1000 Вольттан төмен кернеу;
12) Қазақстан БЭЖ-і жұмысының қалыпты режимi – электр энергетикасы жүйесінің режимін жоспарлау кезінде қарастырылған барлық элементтерi жұмыс істеп тұрған және электр энергиясының барлық тұтынушыларын жасалған шарт талаптарына сәйкес электрмен жабдықтау қамтамасыз етiлетiн орнықты жұмыс режимi;
13) тоқтату – генерациялайтын қондырғылардың жұмысын жоспарлы немесе жоспардан тыс тоқтату;
14) Қазақстан БЭЖ-нің авариядан кейiнгi жұмыс режимi – электр энергетикасы жүйесiнiң зақымданған элементiн авариялық ажыратудан кейiн туындайтын және қалыпты жұмыс режимi қалпына келтірілгенге дейін жалғасатын қалыптасқан режим;
15) тұтынушы – электр энергиясын шарт негізінде тұтынатын жеке немесе заңды тұлға;
16) желіні пайдаланушы – энергия өндіруші, энергия беруші ұйымдар мен тұтынушы;
17) Қазақстан БЭЖ-і қуаты резервтерінің ПУЛ-ы (бұдан әрi - ПУЛ) – генераторлар, электр беру желiлерi кенеттен iстен шыққан немесе тұтыну ұлғайған жағдайда тұтынушыларды энергиямен үздіксіз жабдықтауды қамтамасыз етуге арналған электр қуатының резерві;
18) «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;
19) реактивтi энергия – ауыспалы ток тізбегінде электромагниттiк өрiс жасауға жұмсалатын энергия;
20) өңiрлiк электр желісі – бiр әкiмшiлiк-аумақтық бiрлiк (облыс) шегiнде, сондай-ақ ұлттық электр желісі мен тұтынушылар арасында электр энергиясын беруді қамтамасыз ететiн кернеуі 110 кВ және одан төмен электр беру желілері мен шағын станциялардың жиынтығы;
21) өңiрлiк электр желiлiк компания (бұдан әрі – ӨЭК) – өңiрлiк деңгейдегі электр желілерін пайдаланатын энергия беруші ұйым;
22) электр энергиясының сальдо-ток ағымы – электр беру желілерінің, трансформаторлардың белгілі бір тобы (қимасы) бойынша немесе коммерциялық есепке алу нүктелері бойынша электр энергиясын қабылдау/босату мәнінің алгебралық сомасы;
23) заттай сынақтар – жүйенің сипаттамаларын зерделеу мақсатында Қазақстан Республикасының біртұтас электр энергетикалық жүйесіне немесе оның бір бөлігіне әсер туғызу жолымен жасалатын сынақтар;
24) жүйелiк оператор – орталықтандырылған оралымды-диспетчерлiк басқаруды, басқа мемлекеттердiң энергия жүйелерiмен қатарлас жұмыс iстеудi қамтамасыз етудi, энергия жүйесiндегi теңгерiмдi ұстап тұруды, жүйелік қызмeттep көрсетуді және желіні пайдаланушылардан қосалқы көрсетiлетiн қызметтердi сатып алуды, сондай-ақ электр энергиясын ұлттық электр желісі бойынша берудi, оған техникалық қызмет көрсетудi және оны пайдалану әзiрлiгiнде ұстап тұруды жүзеге асыратын ұлттық компания;
25) қосалқы тұтынушы – тұтынушының электр желілеріне тікелей жалғанған тұтынушы;
26) техникалық шарттар – электр желілеріне қосылу үшін қажетті техникалық талаптар;
27) суық резерв – іске қосылмаған, отынмен қамтамасыз етілген және жұмысқа әзір тұрған генерациялайтын қондырғылардың иелік қуатының жиынтығы;
28) орталықтандырылған оралымды-диспетчерлiк басқару – жүйелiк оператор жүзеге асыратын, Қазақстан Республикасының бiртұтас электр энергетикалық жүйесi сенiмдiлiгiнiң нормативтiк деңгейiн және электр энергиясының нормативтiк сапасының сақталуын қамтамасыз ететiн энергия өндiрушi, энергия берушi, энергиямен жабдықтаушы ұйымдар мен электр энергиясын тұтынушылардың техникалық келiсiлген жұмысын үздiксiз басқару процесi;
29) электр желiлерi – электр энергиясын беруге арналған шағын станциялардың, тарату құрылғылары мен оларды қосатын электр беру желiлерiнiң жиынтығы;
30) электр станциясы – электр энергиясын өндiруге арналған, құрамында құрылыс бөлiгi, энергияны түрлендiретін жабдығы мен қажеттi қосалқы жабдығы бар энергетикалық объект;
31) электр қондырғысы – электр энергиясын өндіруге, түрлендіруге, өзгертуге, жеткізуге, таратуға, тұтынуға және/немесе энергияның басқа түріне түрлендіруге арналған машиналар, аппараттар, желілер мен қосалқы жабдықтар жиынтығы (олар орнатылған құрылыстармен және үй-жайлармен бірге);
32) энергия өндiрушi ұйым – электр энергиясын өз қажеттіліктері және (немесе) өткізу үшін өндiруді жүзеге асыратын ұйым;
33) энергия беруші ұйым – электр энергиясын беруді шарт негізінде жүзеге асыратын ұйым;
34) энергиямен жабдықтаушы ұйым – сатып алынған электр энергиясын тұтынушыларға сатуды жүзеге асыратын ұйым;
35) уәкілетті орган – электр энергетикасы саласында басшылықты жүзеге асыратын мемлекеттік орган.

2. Электр желісін пайдалану тәртібі

3. Электр желісіне қосылуды немесе тұтынылатын (берілетін) электр қуатын ұлғайтуды жоспарлайтын желіні пайдаланушылар (тұтынушыларды қоспағанда) оған қосылуды осы тарауда баяндалған рәсімдерге сәйкес жүзеге асырады.
Тұтынушыларды электр желісіне қосу тәртібі Қазақстан Республикасының заңнамасында көзделген электр энергиясын пайдалану тәртібіне сәйкес жүзеге асырылады.
4. Электр желісіне қосылуға арналған техникалық шарттар мынадай жағдайларда беріледі:
1) желі пайдаланушыларын қосу, соның ішінде қосалқы (шунтталатын) желілерді салу;
2) желі пайдаланушыларының қуатын ұлғайту;
3) сыртқы электрмен жабдықтау/желі пайдаланушыларының қуатын беру схемасының өзгеруі.
5. Желіні пайдаланушыларды электр желісіне қосуға арналған техникалық шарттар тиісті жобалау қызметіне лицензиясы бар мамандандырылған жобалау ұйымдары әзірлейтін «Пайдаланушыны қосу схемасы», «Электр станцияларының қуатын беру схемасы» негізінде беріледі.
Жаңа электр қондырғыларын салуға және өзгертуге (қайта жаңарту, кеңейту, техникалық қайта жарақтандыру, жаңғырту, күрделі жөндеу) арналған жобалау алды құжаттамасында (ТЭН) «Электр станцияларының қуатын беру схемасы» немесе «Пайдаланушыны қосу схемасы» бөлімдер қамтылған.
«Пайдаланушыны қосу схемасының», «Электр станцияларының қуатын беру схемасының» мазмұны осы Қағидаларға 1-қосымшада көрсетілген.
«Пайдаланушыны қосу схемасы» желілеріне пайдаланушыны қосу жоспарланған тиісті ұйыммен (энергия жеткізуші және/немесе энергия өндiрушi) келісіледі.
«Электр станцияларының қуатын беру схемасы» желілеріне жалғану жоспарланған тиісті ұйыммен (энергия беруші және/немесе энергия өндiрушi) жүйелік оператормен келісіледі және оны уәкілетті орган бекітеді.
6. «Пайдаланушыны қосу схемасы» келісілген немесе «Электр станцияларының қуатын беру схемасы» бекітілген соң желіні пайдаланушы желілеріне пайдаланушыны жалғау жоспарланып отырған тиісті ұйымға (энергия беруші және/немесе энергия өндіруші) техникалық шарттарды алуға өтінім жібереді. Өтінім нысаны осы Қағидаларға 2-5-қосымшаларда келтірілген.
7. Өтінімді алған соң желілеріне пайдаланушыны жалғау жоспарланған тиісті ұйым (энергия беруші және/немесе энергия өндiрушi) техникалық талаптарды осы Қағидаларға 6-қосымшада көрсетілген мерзімде береді. Техникалық шарттарда мыналар көрсетіледі:
1) мекенжайы (объектінің орналасқан орны);
2) жалғау нүктесі;
3) мәлімделген қуаты;
4) электр желісіне қосу үшін қажетті, оның ішінде оны күшейту бойынша талаптар (электр жеткізу сымының қималарын ұлғайту, шағын станциялардың трансформаторлық қуатын ұлғайту, қосымша ұяшықтарды орната отырып, шағын станцияларды реконструкциялау және т.б.);
5) ұйымдастыру, релелік қорғау және автоматтандыру, аварияға қарсы автоматика, диспетчерлік және технологиялық басқару, электр энергиясын есепке алу, реактивті қуатты өтеу жөніндегі талаптар;
6) техникалық шарттар қолданысының мерзімі.
8. Техникалық шарттарда көрсетілген талаптардың негізділігіне күмән келтірілген жағдайда пайдаланушы сараптамалық ұйымға энергетикалық сараптама жүргізу үшін өтініш білдіреді. Сараптамалық ұйым энергия беруші (энергия өндіруші) ұйымға өтініш жасаған кезінде пайдаланушының өтініші бойынша энергия беруші (энергия өндіруші) ұйым барлық сұралатын мәліметтерді береді.
9. «Пайдаланушыны қосу схемасын», «Электр станцияларының қуатын беру схемасын», жобалау алды, жобалық құжаттаманы әзірлеу, техникалық шарттардың іс-шараларын орындау пайдаланушының қаражаты есебінен жүргізіледі.
10. Желіні пайдаланушыны мәлімделген қуаты 10 МегаВаттан асатын өңірлік электр желісіне немесе энергия өндіруші ұйымға жалғаудың техникалық шарттары жүйелік оператормен келісіледі. Желіні пайдаланушыны мәлімделген қуаты 10 МегаВаттан асатын өңірлік электр желісіне немесе энергия өндіруші ұйымға жалғаудың техникалық шарттарының көшірмелері бір ай ішінде жүйелік операторға мәліметке алу үшін жіберіледі.
11. Техникалық шарттардың талаптары орындалғаннан кейін қуатты қосу және беру схемасына сәйкес іске асырылған электр қондырғыларына кешенді сынақтар жүргізіледі, оның қорытындылары бойынша мемлекеттік қабылдау комиссиясы электр қондырғыларын қабылдау туралы актіге қол қояды. Актінің негізінде пайдаланушыны қосу және генерациялайтын қондырғылармен энергия беруші ұйымның электр желісіне қуат беру жүргізіледі.
12. Желіні пайдаланушылар арасындағы тараптар жауапкершілігінің шекарасы баланстық тиесілік пен тараптардың пайдаланушылық жауапкершілігі актілерімен ресімделеді.
13. Энергия өндіруші ұйымның генерациялайтын қондырғыларын электр желілерінен ажырату энергия беруші ұйымдар немесе жүйелік оператордың нұсқауы бойынша мынадай жағдайларда жүргізіледі:
1) адамдардың денсаулығы мен қауіпсіздігіне немесе электр қондырғыларының жабдықтарына төнген қатердің алдын алу;
2) электр станциясында немесе жалғау жабдықтарындағы авариялар;
3) энергия өндіруші ұйымға қызмет көрсететін персоналдың энергия беруші ұйымның немесе жүйелік оператордың өкімдерін орындамауы;
4) авариялық жағдайларды жою және оның өршуінің алдын алу;
5) еңсерілмес күш мән-жайлары.
14. Энергия беруші ұйым жүйелік оператордың өкімі бойынша қосуды қалпына келтіреді және мемлекеттік энергетикалық бақылау жөніндегі органды (бұдан әрі – Мемэнергоқадағалау) хабардар етеді.
15. Қосарлқы (шунтталатын) электр жеткізу желілері мен шағын станцияларды жобалау мен салу уәкілетті органды, табиғи монополия саласында және реттелетін нарықтарда басшылықты жүзеге асыратын мемлекеттік органды және жүйелік операторды алдын ала хабардар ете отырып және олармен келісіле отырып, мынадай тәртіпте жүргізіледі:
1) желіні пайдаланушы қолданыста жұмыс істеп тұрған желіні қосалқы (шунтталатын) болжамды жаңа электр жеткізу желілерін салуға өтінім берген кезде бұл туралы өзі желілеріне қосылған электр желілік компанияны хабардар етеді;
2) желіні пайдаланушы/энергия беруші ұйым техникалық шарттарды беруге ресімделген өтінімді жүйелік операторға ұсынады, ол оны 20 жұмыс күні ішінде қарайды және өз қорытындысын қоса бере отырып, уәкілетті органға және табиғи монополия салаларында және реттелетін нарықтарда басшылықты жүзеге асыратын мемлекеттік органға жібереді;
3) алынған құжаттарды (техникалық шарттарды беруге арналған өтінім мен жүйелік оператордың қорытындысын) уәкілеттік орган және табиғи монополия салалары мен реттелетін нарықтарда басшылықты жүзеге асыратын мемлекеттік орган қарайды және олардың қабылдаған шешімі жүйелік операторға 8 жұмыс күні ішінде жіберіледі;
4) қосалқы (шунтталатын) электр беруші желілерін салу мәселесі жөніндегі жоғарыда көрсетілген шешімді алғаннан кейін жүйелік оператор 10 жұмыс күні ішінде қабылданған шешім туралы желіні пайдаланушы мен электр желілік компанияға хабар береді.

3. Қазақстан БЭЖ-ін басқаруды ұйымдастыру тәртібі

16. Қазақстан БЭЖ-ін басқаруды ұйымдастыру мынадай негізгі процестерді қамтиды:
1) электр қондырғыларын бірдейлендіру;
2) жөндеулерді жоспарлау және электр қондырғыларын ажыратуға арналған өтінімдерді қарау, генерациялайтын қондырғыларды тоқтату;
3) заттай сынақтар жүргізу;
4) диспетчерлендіру;
5) жиілік пен қуат ағындарын реттеу;
6) рұқсат етілетін қуат ағындарын таңдау;
7) кернеуді реттеу;
8) электр желісінде ауыстырып қосуларды жүзеге асыру;
9) аварияға қарсы автоматиканы қолдану;
10) релелік қорғау мен аварияға қарсы автоматиканы құру;
11) технологиялық бұзылыстарды оқшаулау және жою;
12) жұмыс және/немесе оқиғалар туралы ақпараттар алмасу.

1. Электр қондырғыларын бірдейлендіру

17. Қосу нүктелеріндегі электр станциялары мен электр қондырғыларын бірдейлендіру әрбiр желі учаскесі үшiн баланстық тиесілікке сәйкес дайындалған қосудың жұмыс схемасына сай жүргізіледі.
18. Бірдейлендіру талаптары мынадай қатысушыларға:
1) жүйелік операторға;
2) энергия беруші ұйымдарға;
3) өңірлік электр желісіне қосылған энергия өндіруші ұйымдарды қоса алғанда, энергия өндіруші ұйымдарға;
4) тiкелей қосылған тұтынушыларға қолданылады.
Аталған тармақтың талаптары төменгі кернеулi желілерге қосылған пайдаланушыларға қолданылмайды.
19. Кернеуi 35 кВ және одан жоғары барлық учаскелер бойынша негiзгi мәліметтер жүйелік оператор жүргізетін деректер қорының тiркелiмiнде қамтылады.
20. Электр желiсiне жаңа учаскені қосу кезінде қайталауды болдырмау үшiн аталған учаскенің атауы жүйелік оператормен келiсiледi.
21. Егер энергия беруші ұйым немесе желі пайдаланушысы баланстық тиесілік бөлігінің шекарасында жаңа электр қондырғыларын орнатуды жоспарласа, олар өздерiмен шектесетін басқа пайдаланушыларды болжамды электр қондырғыларын бірдейлендіру туралы хабардар етеді.
22. Желінің тиiстi пайдаланушыларын хабардар ету электр қондырғысы орнатылады деп болжанылып отырған мерзімнен бұрын сегiз айдан кешiктiрiлмей, жазбаша нысанда жасалады және онда жаңа электр қондырғысы мен олардың бірдейлендірілуі көрсетiлген жұмыс схемасы қамтылады.
23. Хабарламаны алушылар оны алғаннан кейiн бiр айдың iшiнде өзiнiң ұсынылып отырған бірдейлендірумен келiсетiндiгiн немесе келiспейтiндiгiн көрсете отырып жазбаша нысанда жауап қайтарады, сондай-ақ, электр қондырғысының бұрынғы қолданыстағы электр қондырғыларын бірдейлендіруді қайталамайтынын растайды. Егер ұсынылып отырған бірдейлендіру қолайсыз болса, жауапта ыңғайлы бірдейлендіру көрсетіледі.
24. Егер энергия беруші ұйым мен желіні пайдаланушылар келiсiмге келе алмаса, энергия беруші ұйым аталған учаскеде пайдаланылатын электр қондырғысын өз бетінше бірдейлендіреді және сол туралы желіні пайдаланушыны хабардар етеді.
25. Энергия беруші ұйым мен желіні пайдаланушы электр қондырғысын маңдайшалармен жарақтайды және оның бірдейлендіру деректерін анық көрсете отырып жазбалар жазады.
26. Қолданыстағы желі учаскесін бірдейлендіру деректеріне жүйелік опрератормен келісілген өзгерістер енгізілген кезде желіні пайдаланушы мен энергия беруші ұйым бірдейлендірілген электр қондырғыларын жаңа маңдайшалармен және жазбалармен жарақтайды.

2. Жөндеулерді жоспарлау және электр қондырғыларын ажыратуға арналған
өтінімдерді қарау, генерациялайтын қондырғыларды тоқтату

27. Жүйелік оператор және ӨЭК электр жеткізу желілері мен электр қондырғыларын ажырату кестелерін, электр қондырғылары мен электр жеткізу желілерінің таратылуына сәйкес келетін электр станцияларындағы генерациялайтын қондырғылардың тоқтатылуын диспетчерлiк басқару тәсiлi бойынша әзірлейді.
28. Кестелер алдын ала өтінімдер негізінде әзірленеді, бұл ретте ажыратулар мен тоқтатулардың соңғы мерзімдері мен ұзақтығын жүйелік оператор электр жеткізу желілері мен электр қондырғыларының, электр станцияларындағы генерациялайтын қондырғылардың рұқсат етілетін жұмыс режимін, сабақтас энергия жүйелеріндегі ажыратулар мен тоқтатуларды, тұтынушылардың энергиямен жабдықталуын шектеуді болдырмауды ескере отырып өзгертуі мүмкін.
29. Электр жеткізу желілері мен электр қондырғылары ажыратуларының, электр станцияларындағы генерациялайтын қондырғыларды тоқтатудың жылдық кестелері алдағы жылға әзірленеді, айлық кестелер бекітілген жылдық кестелерді ескере отырып алдағы айға әзірленеді.
30. Жылдық кестелерді әзірлеу, келісу және бекіту мерзімдері осы Қағидаларға 8-қосымшада көрсетілген.
31. Электр жеткізу желілері мен электр қондырғыларын жөндеудің жылдық кестелерін өзгерту жүргізілмейді. Бекітілген жылдық кестелерден туындаған ауытқулар жөндеулер мен тоқтатулардың айлық кестелерін жасау кезінде ескеріледі. Электр станцияларындағы генерациялайтын қондырғылардың жылдық тоқтатулар кестелерін өзгертуге ЖО ҰДО-мен, жүйелік оператордың өңірлік диспетчерлік орталықтарымен (бұдан әрі – ӨДО) келісе отырып, өзгерістерді белгіленген тәртіпте бекіту арқылы жол беріледі.
32. Жөндеу мен оларға техникалық қызмет көрсету үшін электр жеткізу желілері мен электр қондырғыларының ажыратулары, электр станцияларындағы генерациялайтын қондырғылардың тоқтатулары Электр қондырғыларын пайдалану кезіндегі қауіпсіздік техникасы жөніндегі қағидалардың, Электр қондырғыларын техникалық пайдалану қағидаларының, Жабдықтар мен электр қондырғыларының аппаратурасын жасап шығарған зауыттар нұсқаулықтарының талаптарына, сондай-ақ олардың нақты техникалық жай-күйіне сүйене отырып жоспарланады.
33. Электр қондырғыларын ажыратуға немесе тоқтатуға арналған өтінім ЖО ҰДО бекіткен регламентке сәйкес мерзімдерде беріледі және онда мыналар қамтылады:
1) электр жеткiзу желісінің, шағын станцияның немесе электр станциясының диспетчерлiк атауы;
2) электр қондырғысы жабдықтарының, аппаратурасының атауы және генерациялайтын қондырғының немесе электр станциясы жабдығының атауы мен станциялық нөмiрi;
3) генерациялайтын қондырғының қуаты (МВт);
4) жөндеудің немесе тоқтатудың ұзақтығы;
5) ажыратудың немесе тоқтатудың басталатын және аяқталатын күндері мен уақыты;
6) авариялық дайындық уақыты;
7) жоспарланған жұмыс көлемі.
34. Жүйелік оператордың электр қондырғылары жабдықтарының жедел жай-күйін өзгертуге арналған өтінімдер бойынша шешімінің мынадай кезектілігі болады:
1) авариялық өтінімдер;
2) жоспарлы өтінімдер;
3) жоспардан тыс өтінімдер.
35. Жүйелік оператор төтенше жағдайларда мынадай шараларды қабылдайды:
1) егер жүйелік оператордың пiкiрiнше, Қазақстан БЭЖ-нің жұмыс істеуіне қауіп төнсе, жеткізуші жүйедегі кез келген ажыратудың уақытын өзгертеді, қысқартады немесе болдырмайды;
2) егер жөндеу жұмысының жалғасуы энергиямен жабдықтаудың, қауіпсіздік пен сенімділіктің бұзылуына әкеп соғатын болса, жұмысты тоқтатуға және кәсiпорындағы электр қондырғысының бiрлiгi немесе бiрлiктері бойынша жұмыстың қалыпты режиміне оралуға нұсқау береді.
36. Желіні пайдаланушылар жүйелік операторды электр қондырғыларының жабдықтары мен электр жеткізу желілерін бөлуге сәйкес жүйелік оператордың басқаруындағы немесе иелігіндегі электр желiсiнің кез келген элементiн мәжбүрлi тоқтатуы жөніндегі талабы туралы хабардар етеді.
37. Осы Қағидалардың осы бөлімінің ережелері өңірлік электр желілеріндегі тоқтатулар кестелерін жасауда тең дәрежеде қолданылады.

3. Заттай сынақтар

38. Заттай сынақтар Қазақстан БЭЖ-нің және/немесе ТМД және Балтық елдері энергия бірлестіктерінің техникалық сипаттамаларын айқындау үшін жүргізіледі.
39. Заттай сынақтар үш санатқа бөлiнедi:
1) Қазақстан БЭЖ-нің заттай сынақтары – жүргізілуі Қазақстан БЭЖ-нің тұтастай немесе Қазақстан БЭЖ-нің бірнеше өңірлеріндегі жұмыс режимін өзгертуге әкеп соғатын және әртүрлі жедел бағыныстағы объектілерде үйлестіруді талап ететiн сынақтар;
2) өңірлік заттай сынақтар – жүргізілуі бір жедел бағыныстағы өңірлік электр желісінің жұмыс режимін өзгертуге әкеп соғатын сынақтар;
3) ТМД және Балтық елдері энергия бірлестіктерінің жүйелiк сынақтары – жүргізілуі ТМД және Балтық елдері энергия бірлестіктерінің тұтастай немесе Қазақстан БЭЖ-ін қоса алғанда, бірнеше энергия бірлестігінің энергия жүйелерінде жұмыс режимін өзгертуге әкеп соғатын сынақтар.
40. Қазақстан БЭЖ-нің жүйелік сынақтары жүйелік оператордың бастамасы бойынша жүргізіледі. ТМД және Балтық елдері энергия бірлестіктерінің жүйелiк сынақтары жүйелік оператордың немесе ТМД және Балтық елдерінің бір энергия бірлестігі энергия жүйесінің бастамасы бойынша жүргізіледі. Өңірлік заттай сынақтар өңірлік желілік компанияның бастамасы бойынша жүргізіледі.
41. Сынақтың санатына байланысты тиісті диспетчерлік орталық сынақтарды үйлестiрушi болып табылады, оның міндеттеріне мыналар кіреді:
1) сынақтарды өткізудің бағдарламасын әзірлеу және келісу;
2) сынақтарға қосылған электр қондырғылары мен диспетчерлік орталықтарды тағайындау;
3) сынақтарды өткізген кезде сынақтарға қосылған электр қондырғылары мен диспетчерлік орталықтардың оралымды-диспетчерлік персоналының бірлескен іс-қимылдарына басшылық жасау;
4) сынақтарды өткізу барысындағы деректерді жинау мен тіркелгендерін талдауды ұйымдастыру;
5) жүргізілген сынақтардың нәтижелері туралы есеп жасау.
42. Сынақтарды өткізу бағдарламалары қосылған диспетчерлік орталықтарымен келісілуі тиіс.
43. Сынақтарды өткізу барысында іске қосылған электр қондырғылары мен диспетчерлік орталықтарда талап етілетін сапа мен көлемде тіркелген деректер сынақтарды өткізу жөніндегі үйлестірушіге жіберілуі тиіс.

4. Диспетчерлендіру

44. Қазақстан БЭЖ-де электр энергиясын өндіру, тұтыну, беру процестерін диспетчерлендіруді жүйелік оператор жүзеге асырады.
45. Қазақстан БЭЖ-де қуат теңгерімін басқару тәулiктiк кестелер негiзiнде ұйымдастырылады. Электр станциялары жүктеме мен айналатын резервтiң берiлген тәулiктiк кестесiн орындайды. Электр энергиясын тұтынушылар өздерi мәлімдеген активтi қуатты тұтынудың сағаттық кестесiнен аспайды.
46. Қатарлас жұмыс істеу режимдерін жүргiзу тәулiктiк кестемен берілген электр энергиясының өңіраралық және мемлекетаралық ток ағындарының сальдосын ұстау негiзiнде жүзеге асырылады.
47. Электр энергиясын тұтынушылар жасалған шарттарға сай тұтынатын қуат бойынша, сол сияқты электр энергиясы бойынша тәулiктiк кестенi орындау жөнiндегi өз мiндеттемелерiнiң орындалуын дербес түрде бақылайды.
48. Энергия өндіруші ұйым жасалған шарттарға сай тәулiктiк кестеге сәйкес электр станцияларының шиналарынан тиiстi сападағы электр қуаты мен электр энергиясын жеткiзiлуін дербес түрде бақылайды.
49. Өңірлерде (облыстарда) электр энергиясын тұтынуды жедел бақылауды энергия беруші ұйымдардың диспетчерлiк орталықтары мен ӨДО жиілік бойынша түзетуді есепке ала отырып, дербес жүргiзедi. Берiлген кестеден барлық ауытқулар туралы кезекшi персонал жоғарыда тұрған деңгейдегі жедел басқару диспетчерiне дереу баяндайды.
50. 1150 кВ, 500 кВ, 220 кВ мемлекетаралық электр жеткізу желiлерi бойынша тәуліктік кестеде берілгеннен мемлекетаралық сальдо-ток ағыны ауытқыған жағдайда жүйелік оператор берiлген мемлекетаралық сальдо-ток ағындарына ену жөніндегі қажеттi шараларды қабылдайды.
51. Тәулiктiк кестемен берілген қуаттың бiр мәнiнен екiншi мәніне бір сағат біткенге кем дегенде 5 минут қалғанға дейін өту және келесi сағат басталғаннан кейін кем дегенде 5 минуттан кейін аяқтау жүзеге асырылады.
52. Теңгерімдеуді ұйымдастыру жөніндегі қызметті көрсетуге арналған шартпен айқындалған аралықтан асатын диапазондағы тәулiктiк кестедегіден нақты қуат шамасының ауытқуы электр энергиясын өндiрудің, тұтынудың, сальдо-ток ағындарының тәулiктiк кестесi орындалмады деп саналады.
53. Тәулiктiк кестенiң бұзылуы жедел басқарудың барлық деңгейiнде жедел журналда тiркеледі.
54. Жүйелік оператор Қазақстан БЭЖ-де электр энергиясының теңгерімін ұстап тұру үшін ондағы бар электр қуатының резервтерін пайдаланады және электр энергиясының ағындар мәндерін келісілген мәндерге сәйкес ұстап тұруды қамтамасыз етеді. Қазақстан БЭЖ-де резервтік қуаттардың жетіспеуі кезінде жүйелік оператор тәуліктік кестенің бұзылуына жол беретін желіні пайдаланушыларды электр энергиясын тұтыну/өндіруді шектеу жөніндегі техникалық сипаттағы шараларды қабылдайды.
55. Электр қуатының диспетчерлiк резервiн мына құрылымдар қалыптастырады:
1) Қазақстан БЭЖ-і электр қуаты резервтерiнiң ПУЛ-ы;
2) теңгерімделген электр энергиясының көтерме нарығы;
3) жүйелік және қосалқы қызметтер нарығы.
56. ПУЛ ұсынатын қуат резерві нұсқаулықтарда белгiленген тәртіпте күнделiктi әзірленетін жіктеу кестесі негізінде қалыптастырылады.
57. Электр станциялары өндірісінің кемуіне байланысты күтпеген жағдайлар туындаған кезде жүйелік оператор өз өкiмiмен электр қуатының резервтерiн белгiленген тәртiппен енгiзедi. Резервтiк теңгерімделген қуатты пайдалану фактiсi жүйелік оператордың жедел журналында тiркеледi.
58. Жүйелік оператор қуат, тұтыну және өндіру ағындарының белгіленген тәуліктік кестесін орындау үшін жедел өкiмдер нысанында нұсқаулар береді.
59. Өкімді алып, бағынысты жедел тұлға оны қайталайды, ал өкім берген жедел тұлға өкімді орындаудың дұрыстығын бақылайды. Өкімді алған жедел тұлға өкім берген тұлғадан растау алғаннан соң ғана оны орындауға кіріседі.
60. Белгілі бір генерациялайтын қондырғыға қатысты өкімді алғаннан кейін дереу энергия өндіруші ұйым өкімді қабылдағанын телефонмен ресми растайды немесе оны қабылдамаудың себептерін негіздейді. Өкім персоналдың қауіпсіздігі мақсатында немесе өкімнің заңсыздығына байланысты ғана қабылданбайды.
61. Жұмысты жүргізу қауіпсіздігіне немесе электр қондырғылары жабдықтарының зақымдану қатеріне байланысты күтпеген жағдайлар туындаған кезде жергілікті персонал бұл туралы дереу жүйелік оператордың диспетчеріне телефонмен хабарлайды.
62. Диспетчердің өкімдерін берген және орындаған кезде барлық басқару деңгейіндегі жедел персонал электр энергетикасы саласындағы тиісті нормативтік құжаттарды басшылыққа алады.
63. Егер желіні пайдаланушы жүйелік оператор берген өкімді орындай алмаса, ол осы туралы жүйелік операторға телефон арқылы дереу хабарлайды.
64. Жүйелік оператор мән-жайларды, себептерді, қабылданған шараларды жедел журналда толығымен тіркейді.
65. Жүйелік оператор мен пайдаланушылар арасындағы барлық жедел байланыс телефон арқылы жүзеге асырылады. Жүйелік оператор мен пайдаланушы арасындағы барлық жедел байланыс түрлерi iстен шыққан жағдайда соңғысы жүйелік оператормен байланыс орнатуға әрекет жасайды. Байланыс қалпына келтiрiлгенге дейiн желіні пайдаланушы жүктеменi тәулiктiк кестедегi тапсырмаға немесе жүйелік оператордың соңғы өкiмдерiне сәйкес ұстап тұрады.
66. Тiкелей телефон байланысы жоғалған кезде мүдделі тараптар қажеттi құралдардың көмегiмен байланысты қалпына келтiру үшiн барлық ықтимал шараларды қабылдайды.
67. ЖО ҰДО мен ӨДО арасында байланыс болмаған жағдайда ЖО ҰДО нұсқаулықтарына сай орталықтандырылған диспетчерлiк басқаруды ұйымдастыру қолданылады.
68. Басқаруды ЖО ҰДО-дан ӨДО-ға табыс ету қажет болған жағдайда соңғысы өзі басқаратын өңірде диспетчерлiк функцияларды орындау жөнiндегi барлық жауапкершiлiктi өзiне қабылдайды. Өңір желісінің барлық пайдаланушылары ӨДО өкімдерін орындайды.
69. Байланыс қалпына келтірілгеннен кейін ӨДО ЖО ҰДО-ға байланыс болмаған уақытта жүйеде болған барлық өзгерiстер туралы хабарлайды.

5. Жиiлiк пен қуат ағындарын реттеу

70. Қазақстан БЭЖ-дегі атаулы жиiлiк 50 Гц-ке тең. Электр энергиясының сапа нормаларын қамтамасыз ету үшін режимді жүргізген кезде Қазақстан БЭЖ-нiң жиiлiгi тәуліктің кемінде 95 % уақытында 50+-0,2 Гц-тен кем емес шекте, рұқсат етілетін 50+-0,4 Гц шегінен шықпайтындай болуы болуы тиіс.
71. Қалыпты режимде жиiлiктi және/немесе келiсiмшарттық мемлекетаралық сальдо-ток ағынын қолдау электр желіні пайдаланушылардың бекітілген тәулiктiк кестесін сақтауы арқылы жүзеге асырылады.
72. Жүйелік оператор қалыпты режимде Қазақстан БЭЖ-де басқа мемлекеттердiң жиiлiкті реттейтін бiрлестiктерімен бірге жиiлiктi немесе мемлекетаралық сальдо-ток ағынын реттеу жөнiнде іс-қимылдарды үйлестiрудi жүзеге асырады.
73. Жүйелік оператор технологиялық бұзылыстар туындаған кезде осы Қағидаларға сәйкес оларды жою бойынша барлық қажеттi шараларды қабылдайды. Желіні пайдаланушылар жүйелік оператор берген нұсқаулықтарды басшылыққа алады.
74. Қазақстан БЭЖ-дегi өндiрушi қуатты авариялық азайтқан кезде генерациялайтын қондырғылары бар, кернеуi 10 кВ және 35 кВ желiге қосылған электр станцияларын, жүйелік оператордың үйлестірумен 35 кВ және одан жоғары желiге тікелей қосылған тұтынушыларды қоса алғанда, энергия өндіруші ұйымдардың жедел персоналы:
1) жылу және су электр станцияларында айналмалы резервті жұмылдыру есебінен, оның ішінде ПУЛ арқылы жиілік пен берілген мемлекетаралық сальдо-ток ағындарын қалпына келтіреді;
2) өндiрудi авариялық азайтқан электр станциясындағы немесе өзара резервтеу шарттары бар электр станцияларында салқын резервтi, оның iшiнде ПУЛ арқылы ұлғайтады;
3) қуат резервтері таусылған кезде өндiрудi авариялық азайтқан өндiрушi жүктемесiнiң тұтынушылары үшiн шектеу енгiзеді;
4) шектелген желі пайдаланушыларын электрмен жабдықтауды резервтiң ұлғайтылуына қарай қалпына келтiреді.
75. Қазақстан БЭЖ-де жиілік пен ағындардың нормаланған және жалпы бастапқы, қайталама мен үшінші реттеу ұйымдастырылады, оған мыналар кіреді:
1) реттемелі қуаттың қажетті резервтерін орналастыру;
2) автоматтық (немесе жедел) қайталама реттеуді жүзеге асыру жолымен энергия жүйесінің ағымдағы режимін басқару, сондай-ақ бастапқы және қайталама реттеудің қажетті шамасы мен оның орналастырылуын жедел қолдау.
76. Жиiлiктi бастапқы реттеуді барлық электр станциялар бар мүмкіндіктеріне қарай, қазандықтардың өнімділігін реттеу жүйелерін қолдау кезінде техникалық қағидалармен берілген турбиналардың жылдамдығы реттегiштерiнiң сипаттамаларына байланысты және қолданыстағы нормативтерге сәйкес және авариялық ауытқыған жиіліктер кезінде тұтынушыларды электрмен жабдықтауды және электр станциялардың жұмыс істеуін сақтап қалу мақсатында жүзеге асырылады.
77. Нормаланған бастапқы реттеуді нормаланған бастапқы реттеудің бөлінген электр станциялары (энергоблоктары) жүзеге асырады, онда бастапқы реттеудің резервтері жоспарланған және тұрақты қолдауға ие болады, оларды бастапқы реттеудің берілген сипаттамаларына (шамаларына) сәйкес тиімді пайдалану қамтамасыз етілген.
78. Нормаланған бастапқы реттеу мақсаттары үшін жүйелік оператордың талаптарын қанағаттандыратын электр станциялары тартылады. Нормаланған бастапқы реттеу үшін бөлінбеген барлық электр станциялары жалпы бастапқы реттеуге қатысады. Айрықша жағдайларда жүйелік оператор электр қондырғылары жабдықтарының техникалық ақаулары немесе орнықсыз жұмыс кезінде генерациялайтын қондырғылардың жиілікті реттеуге қатыспауына уақытша рұқсат береді.
79. Қайталама реттеу активті қуатты өзгерту жолымен, автоматты түрде немесе жедел, туындаған қуат теңгерімсіздігінің орнын толтыру, транзиттік байланыстың асқын жүктемелерін жою, жиілік пен берілген ағындарды қалпына келтіру және соның салдарынан бастапқы реттеу іске қосылған кезде жұмсалған бастапқы реттемелі қуаттың резервтерін қалпына келтіру үшін осы мақсатқа арнайы бөлінген электр станциялары жүзеге асырады.
80. Үшінші реттеу қайталама резервтің таусылуына қарай оны қалпына келтіру мақсатында электр станцияларының қуатын өзгерту жолымен жүзеге асырылады.
81. Қуат резервін және нормаланған бастапқы реттеуді жұмылдыру уақытын жүйелік оператор белгілейді.
82. Жалпы бастапқы реттеу қуатының резерві Қазақстан БЭЖ-і электр станцияларының жалпы иелік қуатының кемінде 2,5 %-н құрауы және барынша көп мөлшердегі генераторлар арасында таралуы тиіс.
83. Жалпы бастапқы реттеудің сезімтал емес аймағы +-0,20 Гц-тен аспауы тиіс. Энергоблоктардағы жалпы бастапқы реттеу жүйесінің статизмі жиілік +-0,4 Гц-ке ауытқыған кезде барлық белгіленген бастапқы резервтің берілуін қамтамасыз етуі тиіс.
84. Қазақстан БЭЖ-нің статикалық жиілікті сипаттамасының құлдилауы жиіліктің белгілі бір ауытқуы кезінде энергия жүйесінде туындайтын бастапқы реттемелі қуаттың шамасы – жүйелік сынақтар мен авариялық теңгерімсіздіктерді мониторингілеу негізінде айқындалады, осындай деректер болмағанда 1 Гц-ке (МВт/Гц) шаққандағы тұтыну шамасынан 4 %-ға тең болып қабылданады.
85. Қазақстан БЭЖ-нің жиілігі мен қуат ағындарының сальдосын реттеу объектісімен тұйық контурда немесе қолымен шынайы уақыт режимінде жұмыс істейтін орталық, біріккен (пропорционалды біріккен) автоматтық жиілік және қуат реттегішімен жүзеге асырылады.
86. Қазақстан БЭЖ-де қайталама электр қуатының шамасын жүйелік оператор белгілейді және қуат теңгерімсіздіктерінің тұрақсыз тербелістерін өтеу, жүктеме кестесінің ауыспалы бөлігі сағаттарында қуат теңгерімін реттеу қателігін өтеу, сондай-ақ ең ірі агрегат қуатынан кем емес өндіру немесе тұтынудың ең ықтимал авариялық шығынын, яғни Қазақстан БЭЖ-дегі ағымдық тұтынудың 8 %-на дейінгі ауытқуын өтеу үшін жеткілікті болуы тиіс. Энергия жүйесінің жекелеген бөліктерін Қазақстан БЭЖ-мен байланыстыратын электр жеткізу желілеріндегі тораптың шекті өткізу қабілеті жағдайында энергия жүйесінің осы бөліктеріндегі авариялық өндіру шығыны резервіленеді. Электр қуатының қайталама резервін орналастыру Қазақстан БЭЖ-нің жекелеген бөліктеріндегі тораптың өткізу қабілеті бойынша шектеулерді ескере отырып жүзеге асырылады.
87. Қайталама реттеу 15 минуттан аспайтын уақыт ішінде туындаған теңгерімсіздікті толық өтеуді (немесе бастапқы реттеу резервін қалпына келтіруді) қамтамасыз етуі тиіс.
88. Қайталама реттеу жүйесі бастапқы реттеу әрекетіне кедергі келтірмеуі тиіс.
89. Қазақстан БЭЖ-дегі үшінші резерв шамасын жүйелік оператор белгілейді және қайталама реттеудің берілген көлемде және жиілік пен ағындардың талап етілетін реттеу сапасында тиімді орындалуын қамтамасыз ету үшін жеткілікті болуы тиіс.
90. Үшінші реттеу 60 минуттан аспайтын уақыт ішінде қайталама резервті толық қалпына келтіруді, сондай-ақ резерв енгізу себептерін жою үшін қажетті уақытқа қуат беруді қамтамасыз етуі тиіс.
91. Жиілікті реттеуге қатысатын электр станцияларындағы генерациялайтын қондырғылардың қуатын өзгерту және өндіру кезінде энергия жүйесіндегі жиіліктің өзгеруінен электр станциясының жедел персоналы адамдардың өміріне қатер төндіретін және электр қондырғылары жабдықтарының зақымдану жағдайларынан басқа өндірудің ұлғаюына/кемуіне кедергі келтірмейді.
92. Электр станциялары енгізілген турбиналар айналысының жылдамдық реттегіштерімен қалыпты жұмыс істейді. Электр станциялары турбиналар айналысының жылдамдық реттегіштері жұмының режимін жүйелік оператормен келіседі.
93. Турбиналардың айналу жылдамдығын реттеуіштердің статизмі 5 %-дан аспайды.
94. Турбиналардың жылдамдығын реттеуіштерді сезімтал емес аймағы 0,2 Гц жоғары болмайды.
95. Қазақстан БЭЖ-нің бөлігін оқшауланған жұмысқа бөлген жағдайда жоғарыда берілген талаптар энергия жүйесінің бөлінген бөлігі үшін күшін сақтайды. Жедел диспетчерлік басқарудың бірінші кезектегі міндеті бөлінген бөліктің Қазақстан БЭЖ-мен қатарлас жұмысын қалпына келтіру болып табылады.
96. Жүйелік оператор желі пайдаланушыларының осы бөлімде көрсетілген техникалық талаптарды орындау мониторингін жүзеге асырады.

6. Рұқсат етілетін қуат ағындарын таңдау

97. Рұқсат етілетін ағындар активті қуат шамасы бойынша бақыланады және барынша көп және авариялық болып бөлінеді. Энергия жүйелерінің орнықтылығы жөніндегі басшылық нұсқаулар рұқсат етілетін ағындардың есептеулеріне қойылатын талаптарды айқындайтын негізгі нормативтік құжат болып табылады.
Статикалық орнықтылық жөніндегі нормативтік қорлар (белсенді қуат пен кернеу бойынша қорлар коэффициенттері), рұқсат етілетін ағындарды таңдау жөніндегі есептеулерді жүргізу энергия жүйелерінің орнықтылығы жөніндегі басшылық нұсқауларға сәйкес келуі тиіс.
98. Барынша көп рұқсат етілетін ағындар мынадай талаптарды қанағаттандыруы тиіс:
1) қалыпты және жөндеу схемалары үшін нормативтіктен кем емес статикалық орнықтылық бойынша қорды қамтамасыз ету;
2) авариядан кейінгі режим үшін нормативтіктен кем емес статикалық орнықтылық бойынша қорды қамтамасыз ету;
3) нормативтік қоздырулар кезінде серпінді орнықтылықты қамтамасыз ету;
4) электр жеткізу желілері мен электр қондырғылары жабдықтарының сымдарын токтық жүктемелеу шамасы ұзақ рұқсат етілетін мәндерден аспауы тиіс;
5) электр станцияларының АЖР мен ЖДА жұмысының тиімділігін қамтамасыз ету үшін тапшы энергия тораптарын барынша жоғары рұқсат етілетін ағындар энергия торабының оны Қазақстан БЭЖ-нен авариялық бөлектеу кезіндегі тапшылығын кемітуге жұмыс істейтін аварияға қарсы автоматиканы ескере отырып, энергия тораптың тұтыну шамасынан 45 % аспауы тиіс. (Р_тұтыну – ПА) + ПА, мұнда Р_тұтыну – энергия торабының тұтынуы, ПА – тұтынушыларды ажыратуға арналған ПА көлемі.
Барынша көп рұқсат етілетін ағын жоғарыда көрсетілген талаптар бойынша айқындалған шамалардың ең аз мөлшері бойынша таңдалады.
99. Авариялық рұқсат етілетін ағындар мынадай талаптарды қанағаттандыруы тиіс:
1) қалыпты және жөндеу схемалары үшін авариядан кейінгі режим нормативінен кем емес статикалық орнықтылық бойынша қор қамтамасыз етілуі тиіс;
2) электр қондырғыларының жабдықтарын токтық асқын жүктемелеу шамасы 20 минут ішінде рұқсат етілетін мәндерден аспауы тиіс.
Авариялық рұқсат етілетін ағын жоғарыда көрсетілген талаптар бойынша айқындалған шамалардың ең аз мөлшері бойынша таңдалады.
100. Статикалық орнықтылық ең аз қоздыру кезінде жұмыстың бастапқы режимін өздігінен қалпына келтіре алатын жүйенің қабілеттілігі деп түсініледі.
Статикалық орнықтылықтың қоры К_р және К_u коэффициенттерімен сипатталады, ол мынадай формулалар бойынша айқындалады:

мұндағы Р – бастапқы режимде қаралатын қима арқылы өтетін белсенді қуат; Р_пр – статикалық орнықтылық шегіндегі режимдегі дәл сол;
дельта Р – осы қимадағы белсенді қуаттың тұрақты емес тербелістерінің амплитудасы.

мұндағы U – жүктеме торабындағы бастапқы режимдегі кернеу; U_кр – сол торапта, тиісті шекарадан төменірек жерде қозғалтқыштың статикалық орнықтылығының бұзылуы салдарынан болатын орнықсыз кернеу.
Активті қуат пен кернеу жөніндегі қор коэффициенттерінің мәні басшылық нұсқауларында талап етілетіндерден төмен болмауы тиіс:
жоғары рұқсат етілетін ағындар кезінде К_р = 0.2, К_u = 0.15;
авариялық рұқсат етілетін ағындар кезінде К_р = 0.08, К_u = 0.10.
101. Серпінді орнықтылық режим кенеттен бұзылған жағдайда жұмысты одан әрі жалғастыра алатын жүйенің қабілеттілігімен айқындалады. Нормативтік қоздырулар аварияға қарсы басқаруды ескере отырып, қимада барынша жоғары рұқсат етілген режимде серпінді орнықтылықпен қамтамасыз етілуі тиіс:
қалыпты схема үшін:
1) сәтсіз автоматтық қайталама қосумен жердегі екі фазалы қысқа тұйықталатын желі элементтерін ажырату;
2) бір ажыратқыштың істен шығуына байланысты бір фазалы КЗ желі элементін ажыратқыштың істен шығуы мен сәтсіз автоматтық қайталама қосу кезінде резервтеу құрылғысының іс-әрекетімен ажырату;
3) жалпы тіреулерге монтаждалған екі тізбекті желінің екі тізбегін және барынша қысқа желінің ұзындығынан асатын жалпы дәлізде орналасқан екі желіні бір мезгілде ажырату;
4) жоғары кернеу жағында жалпыға бірдей ортақ ажыратқышы бар генератордың немесе блоктың ажыратылуы салдарынан қуаттың авариялық теңгерімсіздігінің туындауы.
Жөндеу схемасы үшін:
сәтсіз АҚҚ-мен жердегі екі фазалы КЗ желі элементін ажырату;
бір ажыратқыштың істен шығуына байланысты бір фазалы КЗ желі элементін ОВРҚ іс-әрекетімен және АҚҚ-мен ажырату;
біртұтас энергетикалық жүйеде неғұрлым ірі генератордың ажыратылуы салдарынан қуаттың авариялық теңгерімсіздігінің туындауы.
102. Статикалық орнықтылық бойынша қорларға қойылатын талаптар:
қалыпты режимдерде:
1) желінің аталған схемасы үшін кез-келген қимада активті қуат қорының коэффициенті кемінде 20 % құрайды;
2) энергия жүйесінің барлық тораптарында кернеу қорының коэффициенті кемінде 15 % құрайды;
3) қаралып отырған режимде Pm кез келген қимадағы қуат ағыны сол қимадағы ағынның серпінді орнықтылығының шегінен аспайды, сол қимада
серп.
Pm Pпр,
серп.
мұндағы Рпр – аталған схема үшін барынша ауыр нормативті қоздыру кезіндегі серпінді орнықтылық шегі.
Авариядан кейінгі режимдерде:
4) нормативтік қозулар нәтижелерінде туындаған авариядан кейінгі режимдер кезінде белгіленген кез келген белсенді қуат жөніндегі қордың коэффициенті кемінде 8 %;
5) әрбір торапта және нормативтік авариялық режимдердің әрқайсысында кернеу қорының коэффициенті кемінде 10 %.
Қимада авариялық рұқсат етілетін ағынға барынша көп жүктеме өтетін уақытта, бірақ 40 минуттан аспайтын мерзімде немесе тұтынушыларға шектеу енгізу үшін қажет болатын уақытта, ал авариядан кейінгі режимде, сондай-ақ резервті жұмылдыруға (оның ішінде суықтай) қажет болатын уақытта көшу иелігінде немесе басқаруында аталған қима бар диспетчерлік орталықтың жедел журналында жазбамен ресімделеді. Авариялық рұқсат етілетін ағынмен жұмыс істеу кезінде АЖР мен ЖДА нормативтік қоздырулары мен тиімділігі кезінде орнықтылығы қамтамасыз етіледі.

7. Кернеуді реттеу

103. Қазақстан БЭЖ-дегі 220-500-1150 кВ электр тораптарындағы кернеуді реттеу міндеті мыналар болып табылады:
1) тұтынушыда талап етілетін кернеу сапасын МЕМСТ 13109-97 сәйкес қамтамасыз ету;
2) электр станциялары мен тораптарының жабдықтары үшін қолжетімді мәндегі кернеу деңгейлерін қамтамасыз ету;
3) электр станциялары мен тұтастай Қазақстан БЭЖ-нің орнықтылығы мен сенімді қатарлас жұмысын қамтамасыз ету;
4) электр тораптарындағы электр энергиясын тасымалдауға кететін шығындарды азайту.
104. Орнын толтыратын құрылғыларға жөндеулерді уақтылы жүргізу, рұқсат етілетін кернеу деңгейлерін қамтамасыз ету талаптары бойынша электр жеткізу желілерінің резервіне шығарылатындардың санын қысқарту, ӘЖ-ні коммутациялау жөніндегі операцияларды жүргізу, мейлінше төмен жүктемелер режимдерінде электр жабдықтары оқшауламасының мүмкіндігін толығымен пайдалану мақсатында 500 кВ сыныптағы электр жабдығында кернеудің барынша ұзақ рұқсат етілетін жұмыс кернеуінен (525 кВ) ұзақ ауытқуына осы Қағидалардың 9-қосымшасына сәйкес жол беріледі.
105. Қазақстан БЭЖ-нің электр тораптарындағы кернеуді реттеу тәсілдері:
1) электр станцияларындағы генераторларды қоздыруды автоматтық өзгерту;
2) шунтталатын ҚС 1150-35 кВ реакторларды ажырату-қосу;
3) автотрансформаторлар мен кернеуді реттеу құрылғысымен (РПН, ПБВ) бірге трансформаторлар анцапфтарының орнын өзгерту, вольт қосатын трансформаторлармен, фаза бұратын трансформатормен реттеу;
4) жүйеаралық байланыстар бойынша белсенді және реактивті қуаттың ағынын өзгерту;
5) 110-1150 кВ жүктелмеген электр жеткізу желілерін резервке шығару;
6) 500 кВ желілік реакторды жұмысқа қосумен бірге 500 кВ ӘЖ-ны резервке шығаратын желілік айырғышты ажырату (немесе ЛР жоқта ӘЖ-ның сүйреткісін ашу);
7) барлық жоғарыда келтірілген әдістер таусылған кезде тұтынуды шектеуді енгізу қолданылады.
106. Жүйелік оператор ҰЭТ-да, энергия беруші ұйымдар өңірлік электр желілерінде кернеуді реттеуді орындайды.
107. Автоматтық қоздыру реттегіштері (АҚР) жұмысқа тұрақты түрде қосылып тұруы тиіс. АҚР немесе олардың жеке элементтерін ажыратуға (мейлінше төмен қоздыруды шектеу) тек қана жөндеу не тексеру үшін жол беріледі.
АҚР-ды баптау мен қолдану генераторлардың (синхронды орын толтырушылардың), автоматиканың жалпы станциялық және жүйелік құрылғыларының рұқсат етілген режимдерімен байланыстырылуы тиіс.
108. Егер генерациялайтын қондырғының АҚР-ы болмаса немесе АҚР-ды баптау генератордың орнықты жұмысын қамтамасыз етпесе, жүйелік оператор генерациялайтын қондырғының жұмысына шектеуді Қазақстан БЭЖ-нің сенімділігін қамтамасыз ету үшін, генерациялайтын қондырғыны ажыратуға дейінгі дәрежеде жасайды.
109. Қазақстан БЭЖ-нің электр тораптарындағы кернеуді реттеу бақылау пункттерінде бекітілген кернеу кестесіне сәйкес жүзеге асырылуы тиіс.
Бақылау пункттерінің тізбесін жүйелік оператор мен желілік компаниялар электр қондырғыларының жабдықтарын диспетчерлік басқару тәсілі бойынша таратуға сәйкес және осы пунктте кернеу деңгейінің тораптағы орнықтылық пен шығындарға әсер ету дәрежесіне байланысты тағайындайды.
Бақылау пункттері үшін кернеу кестелері тоқсанына кемінде бір рет әзірленеді және қажет болған жағдайда режимді қысқа мерзімдік жоспарлау кезінде түзетіледі.
Кернеу кестелері реактивті қуатты оңтайландыру бойынша Қазақстан БЭЖ-нің электр торабы режимдерін есептеу негізінде әзірленеді. Есептеулерді оңтайландыру өлшемі – қалыпты кернеу деңгейлерін қамтамасыз еткен кезде тораптағы активтің тасымалдауына кететін шығынды мейлінше азайту.
Кернеу кестесінде мыналар көрсетілуі тиіс:
1) бақылау пункттеріндегі кернеудің оңтайлы деңгейлері;
2) кернеудің төмендеуінің авариялық шегі;
3) автотрансформаторлар мен трансформаторлар анцапфтарының РПН (ПБВ) орналасуы (АТ-500/220 кВ тізбесі, анцапфтардың орналасу орнын ЖО ҰДО белгілейді);
4) тұрақты іске қосылған реакторлардың саны;
5) коммутацияланатын реакторлардың саны.

8. Электр желілерінде ауыстырып қосуларды жүзеге асыру

110. Электр желілерінде ауыстырып қосулар электр қондырғыларындағы ауыстырып қосулар жөніндегі үлгі нұсқаулыққа сәйкес жүзеге асырылады. Жүйелік оператор электр қондырғыларының жабдықтары мен электр жеткізу желілерін диспетчерлік басқару тәсілі бойынша таратуға сәйкес оның жедел басқаруындағы электр желілерін ауыстырып қосулар жүзеге асыру жөніндегі жұмысты үйлестіреді, электр қондырғыларын жоспарлы және жоспардан тыс ажыратулар жағдайында электр қондырғыларының жабдықтарын және/немесе құрылғыларын ажыратуға рұқсат береді.

9. Аварияға қарсы автоматиканы қолдану

111. Қазақстан БЭЖ-дегі немесе оның жекелеген бөліктеріндегі аварияға қарсы автоматика мынадай мақсаттарға арналған:
1) авариялық жағдайларды оқшаулау;
2) авариялық жағдайларды жою;
3) едәуір аумақта тұтынушыларды электрмен жабдықтаудың бұзылуымен қатар жүретін жүйелiк авариялардың алдын алу. Автоматика автоматты түрде қайта қосуды, автоматты түрде резервтi енгiзуді, автоматты түрде қоздыруды реттеуді, жиiлiк пен белсенді қуатты автоматты түрде реттеудi (ағынды автоматты түрде шектеумен бiрге) қоса алғанда, релелік қорғаумен және энергия жүйесіндегi автоматты басқарудың басқа құралдарымен өзара iс-әрекетте болады.
112. Аварияға қарсы автоматика жүйесi мына функцияларды орындайтын шағын жүйелерден тұрады:
1) орнықтылықтың бұзылуын автоматты түрде алдын алу;
2) асинхрондық режимді автоматты түрде жою;
3) кернеудiң жоғарылауын автоматты түрде шектеу;
4) кернеудің төмендеуін автоматты түрде шектеу;
5) жиiлiктiң төмендеуiн автоматты түрде шектеу;
6) жиiлiктiң жоғарылауын автоматты түрде шектеу;
7) жабдық жүктемесiн автоматты түрде босату.
113. Аварияға қарсы автоматиканың әрбір шағын жүйесі аварияға қарсы басқарудың белгiлi бiр мiндеттерiн орындайтын жекелеген қарапайым немесе күрделi автоматикалардан не аварияға қарсы автоматика құрылғыларынан тұрады.
114. Қазақстан БЭЖ-нің аварияға қарсы автоматиканың басқарушылық жоғарыда әсер етулерiне теңгерім тиесiлiгiне қарамастан, желіні пайдаланушылардың электр қондырғыларының жабдығы тартылады.
115. Қазақстан БЭЖ-нің не оның жекелеген өңірлерінің іргелес мемлекеттердің энергия жүйесімен қатарлас жұмысы режимінде Қазақстан БЭЖ-нің аварияға қарсы автоматикасы аралас энергетикалық бiрлестiктерде құрылатын басқарушылық әсер етулердi құра алады, сондай-ақ өз кезегінде аралас энергетикалық бiрлестiктерде құрылған басқарушылық әсер етулердi атқара алады.
116. Генераторларды автоматты ажырату (ГАА) басқарушылық әсер ету ретiнде орнықтылықтың бұзылуының автоматты түрде алдын алу, асинхрондық режимді автоматты түрде жою, кернеудiң жоғарылауын автоматты түрде шектеу, жабдықтарды автоматты түрде босатудың шағын жүйелерінде қолданылады.
117. ГАА блоктық жылу электр станцияларында мынадай тәсілдермен жүзеге асырылады:
1) электр гидравликалық түрлендіргіш пен турбинаны басқару тетігіне әсер ету арқылы турбиналарды ішінара не толық босату;
2) кейіннен генератор ажыратқышын өшіру арқылы турбинаның ұстаушы қақпақшасын жабу;
3) кейіннен турбинаның ұстаушы қақпақшасын жабу арқылы генератор ажыратқышын өшіру.
118. Гидрогенераторларды автоматты түрде ажырату кейіннен бағыттаушы аппаратты жабу арқылы генератор ажыратқышын өшірумен жүзеге асырылады.
119. ГАА Қазақстан БЭЖ-нің құрамында жұмыс істейтін барлық блоктық электр станциялары мен су электр станцияларында меншік нысандарына қарамастан жүзеге асырылады.
120. Электр станцияларының автоматты түрде босатылу жай-күйі мен жұмыс қабілеті үшін электр станциясының иесі жауапты болады. Жүйелік оператор электр станцияларының автоматты түрде босатылуына қосылған жүктеме көлеміне бақылауды жүзеге асырады.
121. Жүктеменi ажыратудың арнайы автоматикасы (ЖААА) басқарушылық әсер ету ретiнде орнықтылықтың бұзылуының автоматты түрде алдын алу, асинхрондық режимді автоматты түрде жою, кернеудiң жоғарылауын автоматты түрде шектеу, кернеудің төмендеуін автоматты түрде шектеу, жабдықтарды автоматты түрде босатудың кіші жүйелерінде қолданылады. Жүктемені ажырату автоматты түрде қайтадан қосуға тыйым салумен, сол сияқты рұқсат беру арқылы орындалады.
122. Жүктеменi ажыратудың арнайы автоматикасы тапшы энергия тораптарындағы, технологиялық процесс сипаты бойынша қоректендіруді резервтерді жұмылдыру немесе басқа тұтынушыларға шектеулер енгізу үшін жеткілікті уақытқа кенеттен үзіліске жол беретін меншік нысанына қарамастан тұтынушылар объектілерінде орындалады. Аварияға қарсы автоматиканың жұмыс сенімділігін қамтамасыз ету үшін жүктеменi ажыратудың арнайы автоматикасына бірінші кезекте ірі тұтынушылар қосылады, көлем жетіспеген кезде жүктемені ажыратудың арнайы автоматикасына басқа да тұтынушылар қосылады.
123. Жүктеменi ажыратудың арнайы автоматикасымен тұтынушыларды өшіруге оқыту 20 минуттан аспауы тиіс. Жүктеменi ажыратудың арнайы автоматикасына қосылған жауапты тұтынушылар автоматтық резерв енгізу, автоматты қайтадан қосу құрылғыларымен жарақтандырылады.
124. Жүктеменi ажыратудың арнайы автоматикасының жай-күйі мен жұмыс қабілеті үшін тұтынушы жауапты болады. Жүйелік оператор жүктеменi ажыратудың арнайы автоматикасына қосылған жүктеме көлеміне бақылауды жүзеге асырады.
125. Жүктеменi ажыратудың арнайы автоматикасының және генераторларды ажырату автоматикасының Қазақстан БЭЖ-де қолданылуын жүйелік оператор айқындайды және ол Мемэнергоқадағалаумен келісілген тиісті шешіммен ресімделеді. Жүктеменi ажыратудың арнайы автоматикасын және генераторларды ажырату автоматикасын қолдану туралы шешімнің іс-қимыл мерзімі шектелмейді. Шешімдерді жүйелік оператор қажеттілігі бойынша қайта қарайды (жүктеме шамасының, желі схемасының, режимдердің және т.с.с. өзгеруі).
126. Электр қуатының резервiн енгiзу (генераторларды автоматтық жүктеу – ГАЖ) кіші жүйелерінің басқарушылық әсер етулерi ретiнде былайша қолданылады:
1) жиіліктің төмендеуін автоматты түрде шектеу (жиiлiктiң төмендеуiнiң алдын алу және жүктемені автоматты түрде босатудың іс-әрекетiмен ажыратылған тұтынушылардың қосылуын тездету үшiн);
2) орнықтылықтың бұзылуын автоматтық алдын алу (кернеуді шектеудің іс-қимылымен бірге - авариядан кейінгі режимде статикалық орнықтылықтың нормативтiк қорын қамтамасыз ету шарттары бойынша жүктеменiң ажыратылу ұзақтығын азайту және САОН іс-әрекетімен ажыратылған тұтынушыларды қосуды жеделдету үшін).
Электр қуатының резервiн енгiзу резервтегi гидрогенераторларды автоматтық iске қосумен немесе синхронды орнын толтыру режимінде жұмыс iстейтiн гидрогенераторларды белсенді режимге ауыстырумен, сонымен қатар жұмыс істеп тұрған резерві бар генераторлардың қайта жүктеуімен жүзеге асырылады.
127. Жүйенi бөлу орнықтылықтың бұзылуын автоматты түрде алдын алу, асинхрондық режимді автоматты түрде жою, жиіліктің төмендеуін автоматты түрде шектеудің кіші жүйелерінің басқарушылық әсер етулерi ретiнде қолданылады.
Жүйенi бөлу желiлердi ажыратумен немесе қосалқы станция шиналарын бөлумен алдын ала таңдалған қималарда жүргiзiледi. Жүйелерді бөлу қималарын таңдау кезiнде бөлiм нүктелерiн барынша азайту және коммутацияланатын ажыратқыштардың саны, сондай-ақ бөлуден кейiнгi жүйенiң бастапқы қосылу схемалары жұмысының сенiмдiлiгi есепке алынады.
128. Шунтталатын реакторларды ажырату орнықтылықтың бұзылуының автоматты түрде алдын алу және кернеудiң төмендеуін автоматтық шектеудің шағын жүйелерінің басқарушылық әсер етуi ретiнде қолданылады.
129. Шунтталатын реакторларды қосу кернеудiң жоғарылауын автоматтық шектеудің шағын жүйелерiнiң басқарушылық әсер етулерi ретiнде қолданылады.
130. Орнықтылықтың бұзылуының автоматты түрде алдын алудың шағын жүйесі авариялық қозулар кезiнде серпінді орнықтылықтың бұзылуының алдын алу және авариядан кейінгі жағдайларда қамтылатын ауданның берiлген қималары үшін статикалық орнықтылықтың нормативтiк қорын қамтамасыз ету үшiн арналады.
Қазақстан БЭЖ-де орнықтылықтың бұзылуының автоматтық алдын алудың шағын жүйесі 1150-500-220 кВ негiзгi желiдегi әртүрлі авариялық қозулар кезiнде аварияға қарсы басқару мiндеттерiн шешу жолымен Қазақстан БЭЖ-нiң шектес аралас энергия бiрлестiктермен қатарлас жұмысының, Қазақстан БЭЖ-нің жекелеген энергия аудандарының өзара немесе шектес аралас энергия бiрлестiктерінің бiреуiмен жұмысының орнықтылығын сақтауды қамтамасыз ететiн аварияға қарсы автоматика құрылғыларының жиынтығымен құралған.
Қазақстан БЭЖ-де орнықтылық бұзылуының автоматты түрде алдын алуды басқарушылық әсерлері ретiнде мыналар қолданылады: генераторларды ажырату, жүктеменi ажырату, жүйенi бөлу, резервтiк гидрогенераторларды енгiзу, шунтталатын реакторларды ажырату.
131. Асинхрондық режимді автоматты түрде жоюдың шағын жүйесі асинхрондық режимдердің туындауын тiркейтiн аварияға қарсы автоматика құрылғыларының жиынтығын білдіреді:
1) энергия ауданы iшiндегi электр станциялары арасында;
2) біртұтас электр энергетикалық жүйеде немесе оның жекелеген бөлiктерiнде.
Асинхрондық режимді автоматты түрде жою режимі синхрондық жүрiс циклдерiнiң белгiлi бiр санын және әр циклдың (асинхрондық режимді автоматты түрде жоюдың негiзгi, резервтiк және қосымша құрылғылары) ұзақтығын бақылаумен асинхрондық режимді жоюды немесе асинхрондық режимді автоматты түрде жоюды туындаған бастапқы кезеңде тоқтатуды қамтамасыз етеді.
Асинхронды режимді жою қамтылған ауданда асинхрондық режимнің кез-келген ықтимал қималарының біреуі үшін ауданды осы қима бойынша синхронсыз жұмыс iстейтiн бөлiктерге бөлу жолымен жүзеге асырылады.
132. Жекелеген жағдайларда (қайта синхрондау мүмкіндігі болғанда) бөлу әрекетiн орындау алдында қайта синхрондау мақсатында асинхрондық режимді автоматтық жоюдың мына басқарушылық әсерлері қолданылады:
1) генераторларды ажырату - қарастырылған ауданның артық бөлiгiнде;
2) жүктеменi ажырату - тапшы бөлiгiнде.
133. Қазақстан БЭЖ-інде кернеудiң жоғарылауын автоматтық шектеудің шағын жүйесі үлкен қашықтықты 1150-500 кВ ӘЖ-де және кейбiр 220 кВ ӘЖ-де орнатылған кернеудің автоматтық жоғарылауының жергiлiктi құрылғыларының жиынтығымен құрылған.
Кернеудiң жоғарылауын автоматтық шектеу бұл жоғарылау желiнiң бiржақты ажыратылуынан, фазаның ажыратылуынан, транзиттің үзiлуiнен туындаған кезде энергия жүйесiнiң электр жабдығындағы кернеудiң рұқсат етілетін деңгейден артуын шектеу үшiн қызмет етедi.
Кернеудiң жоғарылауын автоматтық шектеудің басқарушылық әсер етулерi ретiнде мыналар қолданылады:
1) шунтталатын реакторларды қосу;
2) кернеудiң жоғарлауын туындататын желiнің ажыратылуы.
134. Қазақстан БЭЖ-дегі кернеудiң жоғарылауын автоматтық шектеудің шағын жүйесі кейбір 500 кВ және 220 кВ тораптық қосалқы станцияларда орнатылған жергілікті кернеуді төмендететін автоматика құрылғыларынан тұрады.
Кернеудiң жоғарылауын автоматтық шектеудің мақсаты – энергия тораптарындағы кернеудiң жүктеменiң орнықтылық шарттары бойынша рұқсат етілмейтін мәндерге дейiн төмендеуiн және кернеу тасқынының туындауын болдырмау.
500 кВ желiдегi кернеудің төмендеуінен автоматика құрылғылары жүйеаралық байланыстардағы статикалық орнықтылықтың нормативтiк қорын қамтамасыз ету үшiн де қызмет етедi.
Кернеудің төмендеуінен автоматика құрылғылары оның ұзақтығын ескере отырып, кернеудiң төмендеуін бақылайды және басқарушылық әсерлердi қалыптастырады:
1) кернеуді төмендету автоматикасы – 500 кВ - шунтталатын реакторларды ажырату;
2) кернеуді төмендету автоматикасы – 220 кВ - іргелес 110-35 кВ желiдегi жүктеменi және шунттайтын реакторларды ажырату.
135. Жиіліктің төмендеуін автоматтық шектеудің шағын жүйесі (ЖТАШЖ) қамтылатын ауданның тұтынушылары мен жабдығының мына жиiлiктегі жұмысының алдын алу үшін қолданылады:
1) 45 Гц-тен төмен;
2) 10 сек. артық уақыт iшiнде 46 Гц-тен төмен;
3) 20 сек. артық уақыт iшiнде 47 Гц-тен төмен;
4) 60 сек. артық уақыт iшiнде 48,5 Гц-тен төмен.
136. Жиіліктің төмендеуін автоматтық шектеудің шағын жүйесі мынаны жүзеге асырады:
1) автоматты жиiлiктi резерв енгiзу;
2) автоматты жиiлiктi жүктемеден босату;
3) ауқымды жергiлiктi қуат тапшылықтары кезiнде қолданылатын жүктемеден қосымша босату (45 %-дан артық);
4) жиiлiктi қалпына келтiрген кезде ажыратылған тұтынушылардың қоректенуiн қалпына келтiру (автоматты түрде жиілікті қосу);
5) теңгерімделген жүктемелi электр станцияларын немесе генераторларды бөлiп шығару (жиілікті бөлу автоматикасы – ЖБА);
6) электр станцияларының өз қажеттіліктерін қоректендiруге генераторларды бөлiп шығару.
137. Тұтынушы объектілеріндегі жиіліктік жүктемеден босататын автоматика құрылғылары энергия беруші ұйымның объектілерінде орнатылған жиіліктік жүктемеден босату автоматикасы құрылғыларымен резервіленеді, олардан тұтынушыны кем жиілікті тағайыншасымен және үлкен іске қосылу уақытымен тұтынушыны электрмен жабдықтауды жүзеге асырады.
138. ЖО ҰДО жыл сайын ӨДО-ға жиіліктік жүктемеден босату автоматикасының, жиіліктік автоматты түрде қайтадан қосу іс-қимылдарының шарттарын – қосылған жүктеменің мейлінше төмен рұқсат етілген көлемін, жиіліктік босату автоматикасының тағайыншамалар аралығын, кезектердің ең аз санын, жүктемелер көлемін жиіліктік жүктемеден босату автоматикасы кезектерінің арасына таратуды белгілейді. ӨДО тұтынушыларды жиіліктік жүктемеден босату автоматикасының сатылары бойынша таратуды айқындайды, бұл ретте ең жауапты тұтынушыларды қосу жиілікті тағайыншасымен және үлкен іске қосылу уақытымен жиіліктік жүктемеден босату автоматикасының сатыларына жүзеге асырылады.
139. Өз объектілеріндегі жиіліктік жүктемеден босату автоматикасы құрылғыларының жай-күйі мен жұмыс қабілеті үшін тұтынушы жауапты болады.
Тұтынушы жиіліктік жүктемеден босату автоматикасы құрылғыларының және соларға қосылған жүктеме көлемдерінің жай-күйін дербес не Мемэнергоқадағалау өкілдерімен бірлесе тексеруге энергия беруші ұйымдардың қызметкерлеріне рұқсат етеді.
140. ЖТАШЖ баптау осы Қағидаларға 10-қосымшада келтірілген үлгіге сәйкес болуы тиіс.
141. Жиіліктің жоғарылауын автоматтық шектеудің шағын жүйесін (ЖЖАШЖ) құрайтын құрылғылар жылу электр станциялары турбиналарының қауіпсіздік автоматтары жұмыс істеп кетуі мүмкін болатын жиіліктің шек қойылмай артуын болдырмау, сондай-ақ жылу электр станцияларындағы жиiлiктiң блок жүктемесi рұқсат етілетін жүктемелердiң диапазоны шегінен шықпайтын мәнге дейiн ұзақ уақыт артуын шектеу үшiн арналған.
Жиілікті автоматтық шектеу құрылғылары жиiлiктiң артуына, оның арту жылдамдығына әрекет ете алады және станцияның генераторларында жекелей де, тораптық қосалқы станцияларда да орнатылады (жиілікті автоматтық шектеудiң орталық құрылғылары).
Жиіліктің жоғарылауын автоматтық шектеудің басқарушылық әсер етулерi ретiнде мыналар қолданылады:
1) генераторларды ажырату;
2) жүйенi бөлу.
142. Қазақстан БЭЖ-де электр қондырғылардың жабдығын автоматты түрде жүктемеден босатудың шағын жүйесі ток бойынша елеулi асқан жүктеме болған кезде оның зақымдануының алдын алу үшiн жабдықты автоматты жүктемеден босатуды қамтамасыз ететiн жергiлiктi аварияға қарсы автоматика құрылғыларынан тұрады (желіні жүктемеден босату автоматикасы, трансформаторлардың жүктемеден босату автоматикасы құрылғылары).
Жабдықты автоматты түрде жүктемеден босатудың шағын жүйелерінің құрылғылары қорғалатын электр жабдығындағы (желiдегi, трансформатордағы) токтың артуына тiкелей әрекет етеді.
143. Электр қондырғыларының жабдығын автоматты түрде жүктемеден босатудың басқарушылық әсері ретiнде мыналар қолданыла алады:
1) генераторларды ажырату;
2) жүктеменi ажырату;
3) электр қондырғыларының асқын жүктемелі жабдығын ажырату.
144. Қазақстан БЭЖ-нің режимін бұзуға әкеп соғатын келісімшартсыз тұтынудың алдын алу үшін нормаланған жиілік деңгейін немесе мемлекетаралық қуат және электр энергиясын сақтау бөлігінде тұтынушыларды өшіретін қуат ағындарын шектеу автоматикасын (қуат ағынын шектеу автоматикасын) енгізумен бірге мәжбүрлі шектеу схемалары қолданылады.
145. Электр станцияларын автоматты түрде жүктемеден босату электр желілік жабдықтарды авариялық ажырату, электр жеткізу желілерін авариялық асқын жүктеу немесе электр тогы жиілігін қауіпті арттыру кезінде артық энергия торабының қатарлас жұмысын сақтау үшін қолданылады.
146. Аварияға қарсы автоматика құрылғыларының желіні пайдаланушылар объектілерінде болуы олардың Қазақстан БЭЖ-нің құрамындағы қатарлас жұмысының міндетті шарты болып табылады.

10. Релелік қорғау және аварияға қарсы автоматиканы құру

147. Осы Қағидалар мен нормативтік құжаттардың талаптарына сәйкес жұмыс істейтін, жүйелік оператормен келісілген көлемдерде желіні пайдаланушылардың электр қондырғыларында релелік қорғау, режимдік және аварияға қарсы автоматика құралдарының болуы Қазақстан БЭЖ-нің сенімді жұмыс істеуінің негізгі шарттарының бірі болып табылады.
148. Релелік қорғау мен автоматика және аварияға қарсы автоматика құрылғыларының әр алуан түрлері мен үлгілері үшін құрудың, қолдану қағидаттарының, пайдалану режимдерінің, тағайыншамалар таңдаудың құрылымы нормативтік-техникалық құжаттар негізінде жасалады.
149. Релелік қорғау жүйесі жүйенің зақымданбаған бөлігінің орнықты жұмысын сақтау және зақымдану аясы мен дәрежесін шектеу мақсатында мейлінше аз мүмкін болатын уақытпен зақымданған элементті электр жүйесінің қалған, зақымданбаған бөлігінен автоматтық ажыратуды қамтамасыз етеді. Егер зақымдану тікелей электр жүйесінің жұмысын бұзбаса, реле қорғанысының тек қана сигналға әрекет етуіне жол беріледі.
150. 110 кВ және одан жоғары желінің әрбір элементінің қорғалуы мен автоматикасының құрамы мен құрылуы жақын резервілеу талаптарына жауап беруі тиіс және кез келген себеп бойынша кез келген құрылғыны істен шығарған кезде:
1) тораптың осы элементін барлық зақымдану түрлерінен қорғау функцияларын сақтауды қамтамасыз етуі;
2) осы элементті істен шығару қажеттілігін болдырмауы тиіс.
151. Шектес элементтердің қорғаныстары немесе ажыратқыштары істен шыққан кезде іс-қимыл үшін алыс резервтік қолданысты қамтамасыз ету үшін резервтік қорғанысты қарастырған жөн.
152. Қорғаныс жүйесі релелік қорғау және автоматика құралдарының іс-қимылдары мен жай-күйі туралы ақпаратты қоса алғанда, қорғалатын электр жабдықтарының зақымданулары туралы ақпаратты жинау және талдау процесін қамтамасыз етеді.
153 Жаңа объектiлердi енгiзу және жұмыс істеп тұрғандарды қайта құру кезінде мыналар көзделеді:
1) қорғаныс (автоматика), авариялық оқиғаларды тiркеуші және зақымданған жерiн (қысқа тұйықталу) анықтағыш функцияларын біріктіретін релелік қорғаныс және автоматиканың қазiргi заманғы сандық бағдарламалау құрылғыларымен жарақтандыру, олар мыналарды жүзеге асыруға мүмкіндік береді:
релелік қорғаныс пен автоматика құрылғыларын өздігінен бақылау және өздігінен резервілеу мүмкіндіктерін ұлғайту;
релелік қорғаныс пен автоматика құрылғыларына техникалық қызмет көрсетуге арналған шығындарды азайту;
релелік қорғаныс пен автоматика құрылғыларын энергиямен жабдықтауды азайту;
релелік қорғаныс пен автоматика құрылғыларының көлемдері мен материал сыйымдылығын кеміту;
релелік қорғаныс пен автоматика құрылғыларын электр энергиясын өндірудің, жеткізудің бірыңғай автоматтандырылған басқару жүйесіне қосу мүмкіндігі;
2) кернеуі 500-1150 кВ қосалқы станцияларда және электр энергиясының қоректенуші көздеріне (электр станцияларына) жанасып тұрған 110-220 кВ қосалқы станцияларда оқиғаларды жүйелей отырып, (оның ішінде релелік қорғаныш және автоматика құрылғылары) авариялық және авариялық режимдерді тіркегенге дейін жалпы қосалқы станциялық құрылғылармен жарақтандыру;
3) релелік қорғаныс және автоматика құрылғыларын қашықтықтағы технологиялық және аварияға қарсы басқарудың, ақпаратты, техникалық параметрлердің – реле қорғанысы және автоматика құрылғыларының тағайыншамалары мен әрекет ету қағидаларының тапсырмасын (өзгерiстерiн) жинау және талдаудың жаңадан жасалатын көп деңгейлi жүйелерiмен ықпалдастыру.
154. 500-1150 кВ желiлер үшiн негiзгi қорғаныс ретiнде, қорғалатын учаскесінің кез келген нүктесiнде қысқа тұйықталу болған кезде кiдiрiссiз іске қосылатын екі қорғаныс жиынтығы қарастырылады. Бұл ретте, мынадай нұсқалары қаралуы тиіс:
ұзына бойғы саралау қорғанысы (ҰЗҚ) және жиынтықтардың біреуі рұқсат беруші сигналдарды бере отырып, екі сатылы қорғаныстар жиынтығы;
блоктаушы немесе ЖЖ екі тәуелсіз арналар бойынша рұқсат беруші сигналдарды бере отырып, екі сатылы қорғаныстар жиынтығы.
155. Кернеуi 110-220 кВ желiлер үшiн негiзгi қорғаныс үлгiсi туралы, соның iшiнде қорғалатын учаскенің кез келген нүктесiнде қысқа тұйықталу болған кезде кiдiрiссiз әрекет ететін қорғанысты қолдану қажеттілігі туралы мәселе ең алдымен орнықтылықты сақтау талабын ескере отырып шешiлуi тиiс.
156. Егер элементтің негізгі қорғанысы абсолюттік іріктемелікке ие болса, онда осы элементте жақын да, алыс та резервілеу функцияларын атқаратын резервтік қорғаныс жүйесі орнатылады.
157. Егер 220-1150 кВ желiлер де жоғары жиiлiктi қорғаныс немесе бойлықтық дифференциялық қорғаныс негiзгi қорғаныс ретінде қабылданса, онда резерв ретiнде мынаны қолданған жөн:
1) көп фазалы қысқа тұйықталудан - көбінесе үш сатылы дистанциялық қорғаныш;
2) жерге тұйықталудан - нөлдік бірізділік бағытталған немесе бағытталмаған сатылы токтық қорғаныстар, сондай-ақ жерге тұйықталудан дистанциялық қорғаныштар.
Бұл ретте сатылық қорғаныштар функциялары тез әрекет жасайтын қорғаныс терминалдарына кіруі тиіс.
158. 500-1150 кВ желiлер үшін қорғаныш жабдықтары мен арнайы орындалатын бір фазалы автоматты түрде қайтадан қосудың өлшеу құрылғылары олардың тораптағы барлық жұмыс талаптары кезінде қалыпты жұмыс істеуін қамтамасыз етеді.
159. 500-1150 кВ желiлерде, сондай-ақ 220 кВ жауапты желiлерде толық емес фазалық режимінен қорғау қарастырылады.
160. Барлық әуе желілері зақымданған жердi айқындауға арналған аспаптармен жарақтандырылады.
Әуе желісінде апатқа дейiнгi режимді жаза отырып және оқиғалардың дәйектiлiгiн, соның iшiнде релелік қорғау мен автоматика құрылғыларының iске қосылуын тiркей отырып, қысқа тұйықталу кезіндегі өтпелі процестерді сандық тіркеу жүзеге асырылады.
161. Әртүрлі сыныптық кернеулі желiлердiң резервтiк қорғаныштары сенiмдiлiгiн арттыру және келiсу талаптарын жақсарту үшiн 500 кВ автотрансформаторы мен реакторларының дифференциялық қорғаныстары жиынтықтары екi-екіден орнатылады. Көрсетiлген қорғаныс жиынтықтары жақыннан резервтеу қағидаларын сақтай отырып қосылады.
162. 220 кВ және одан жоғары трансформаторлар мен автотрансформаторлардың ВН мен СН жағындағы резервтік қорғаныстар сатылы қорғаныс түрінде (қашықтық және токтық бағытталған нөлдік жүйелілік) орындалуы тиіс.
163. Автотрансформатордың резервтiк қорғаныстары қосарлаудың орнына алыстан резервтеуді қолданған кезде шектес әуе желілерінің қорғаныстарын толығымен алыстан резервтеуді қамтамасыз етеді.
164. Автотрансформаторлар мен реакторларды iшкi зақымданудан қорғау өрт сөндiру құрылғыларын iске қосу датчиктерінің функциялары жүктелмеуі тиіс. Көрсетілген элементтердің өрт сөндіру схемаларын іске қосу өртті арнайы анықтайтын құрылғылармен жүзеге асырылуы керек. Осы санаттағы барлық трансформаторларда оқиғалар дәйектiлiгiнің тiркеуіші орнатылады.
165. Әртүрлі сыныптық кернеудегі желiлердiң резервтiк қорғаныстарының сенiмдiлiгiн арттыру, серпінді орнықтылықтың бұзылуының алдын алу және келiсу талаптарын жақсарту үшiн 500 және 1150 кВ тарату құрылғыларына арналған (ТҚ) жинамалы шиналардың дифференциялық қорғаныстары мен құрама шиналар жиынтықтарын екі-екіден орнату қажет.
166. 110-220 кВ қосалқы станциялардың шина жалғайтын немесе секциялық ажыратқыштары бар жинамалы шиналары үшiн шина жалғайтын ажыратқыштарда және секциялық ажыратқыштарда жекелеген секциялық қорғаныстарды орындаумен, егер осы жекелеген қорғаныстардың әрекеттерi серпінді орнықтылықтың талаптарын қанағаттандыратын болса, шиналардың дифференциялық қорғанысының бір-бір жиынтығын орнатуға рұқсат етiледi.
167. Ажыратқыштардың iстен шығуын резервтеу құрылғысы шектес ажыратқыштарды олардың автоматты түрде қайта қосуына тыйым сала отырып, ажыратуға қарай әрекет етеді. Ажыратқыштар істен шыққан кездегі резервтеу құрылғысының схемалары шектес қосылыстарды ажыратуға кездейсоқ жұмыс істеп кетуінің алдын алатындай орындалуы тиіс.
168. Ұлттық және өңірлік электр желілеріндегі релелік қорғау және автоматика құрылғыларының тағайыншамаларын әр тарап дербес таңдайды және диспетчерлік басқару тәсілі бойынша желілер мен жабдықтарды тарату тізбесіне сәйкес өзара келiсіледi. Тағайыншамаларды таңдайтын тарап оны дұрыс таңдауды және өзінің жедел басқаруындағы релелік қорғау және автоматика құрылғылары бөлігіндегі релелік қорғау және автоматика тағайыншамаларының бекітілуін қамтамасыз етеді және өзінің иелігіндегі релелік қорғау және автоматика құрылғыларының тағайыншамаларын келісуді жүзеге асырады. Егер релелік қорғау және автоматика құрылғыларының тағайыншамаларын таңдау кезінде үшінші тараптың релелік қорғау және автоматика құрылғыларының тағайыншамалары қамтылса, онда келiсiм осы үшiншi тарапқа да қолданылуы тиiс.
169. Релелік қорғаныш тағайыншамаларын таңдауды және келiсуді және желінің жекелеген элементін релелік қорғауды және автоматиканың қолданыстағы өзгертуді:
1) жаңа желілерді, электр станцияларын, қосалқы станциялар мен электр қондырғыларының жабдықтарын пайдалануға қосу кезінде;
2) релелік қорғау және автоматика құрылғыларын жаңғырту кезінде;
3) қалыпты режимі мен желі схемасының нысаны бұзылған жұмысы кезінде орындау қажет.
170. Релелік қорғау және автоматика тағайыншамаларын таңдау және келісу кезінде оларға қойылатын негізгі талаптар сақталады, соның ішінде:
1) қысқа тұйықталу туындаған кезде кез-келген түрдегi желi элементiн екi жағының тез және сенiмдi ажыратылуын қамтамасыз ету;
2) қалыпты, жөндеу және авариядан кейiнгi жұмыс режимдерінде артық ажыратуларсыз электр берудің барлық элементтерi бойынша рұқсат етілетін қуат ағынын қамтамасыз ету;
3) iстен шыққан қорғаныштардың немесе ажыратқыштың резервтелуін қамтамасыз ету;
4) қысқа тұйықталуды ажыратқаннан кейін ажыратқыштарды автоматты түрде қайта қосуды әуе желісінің екi жағынан автоматты түрде қайта қосуға рұқсат ететiн қорғаныштардың әрекетiмен қамтамасыз ету;
5) қабылданған пайдалану режимдерінде серпінді орнықтылықты қамтамасыз ету.
Жоғарыда көрсетiлген қағидаттардан ауытқу осы тағайыншамаларды таңдау мен келiсуге қатысқан ұйымдардың басшылығы бекiтедi.
171. Жүйелік оператор өзінің жедел басқаруындағы релелік қорғау және автоматика бөлігінде тағайыншамаларды есептеу мен таңдауды қамтамасыз етеді, өзінің жедел иелігіндегі релелік қорғау және автоматика бөлігінде тағайыншамаларды келіседі.
172. Релелік қорғау және автоматиканың барлық жүйелерi олардың қағидалары мен техникалық қызмет көрсету нормалары негізінде жүргізілетін тұрақты сынақтар мен техникалық қызмет көрсетуден өтеді.
173. Релелік қорғаныштың тағайыншамалары немесе қорғаныш жүйесiмен байланысты өзге де мәселелерге қатысты туындаған кез келген келіспеушіліктерді реттеу нормативтiк құжаттарға сәйкес жүргiзiледі.

11. Технологиялық бұзылыстарды оқшаулау және жою

174. Қазақстан БЭЖ-дегі әртүрлі авариялық жағдайлар кезiндегi жүйелік оператордың жедел персоналының және олармен өзара іс-қимыл жасайтын желіні пайдаланушылардың іс-қимылдары Қазақстан БЭЖ-інде авариялық бұзылыстардың алдын алу және оларды жою жөніндегі шараларды жүзеге асыру қағидаларына сәйкес жүйелік оператор бекітетін, жүйелік оператор әзірлейтін авариялардың алдын алу, оқшаулау және жою жөніндегі нұсқаулығымен (бұдан әрі – Нұсқаулық) реттеледі.
175. Аталған Нұсқаулықтың негізінде желіні пайдаланушылар жедел персоналдың қолымен атқарылатын әрекеттердің айқындалған тәртібі мен шарттарынан басқа өз электр қондырғыларының жедел персоналы үшін:
1) жиiлiктiң жоғарылауымен;
2) жиiлiктiң төмендеуiмен;
3) кернеудiң жоғарылауымен;
4) кернеудiң төмендеуiмен;
5) өңіраралық және өңірлік байланыстардың асқын жүктемесiмен;
6) асинхронды режим мен синхрондық тербелістердің туындауымен;
7) Қазақстан БЭЖ-нің бөлiнуiмен;
8) 220-500-1150 кВ әуе желісінің зақымдануымен және ажыратылуымен;
9) өндiрушi қуаттың айтарлықтай бөлiгiнiң ысырап болуымен;
10) ажыратқыштар мен айырғыштардың зақымдануымен;
11) релелік қорғау мен автоматика және автоматикаға қарсы құрылғыларының ақауларымен және iстен шығуымен байланысты аварияларды жою жөніндегі нұсқаулықты әзірлейді.
176. Толық ажыратылу – Қазақстанның БЭЖ-інде, оның ішінде мемлекетаралық электр беру желілері бойынша барлық өндiру тоқтатылған, ешқандай электрмен қоректендiру болмайтын жағдай. Осындай мән-жайларда жүйелік оператордың басшылығынсыз (өкімінсіз) электр желiсiнің жұмыс істеу режимін автоматты түрде қалпына келтiру мүмкiн емес.
177. Iшiнара ажыратылу - бұл Қазақстан БЭЖ-нің жекелеген бөлiгiнде өңіраралық электр жеткізу желілерін ажырата отырып, электр энергиясын өндiрудiң тоқтатылуы.
178. Толық токсыздандыру немесе iшiнара токсыздандыру барысында және бұдан кейінгі қалпына келтiру кезінде жедел персонал аварияларды жою жөніндегі нұсқаулықтарға сәйкес әрекет жасайды.
179. Қалпына келтіру рәсімі қалыпты жұмысын сақтаған электр желісінің бөлігінен кернеуді беруден басталады.
Толық токсыздандырудан кейінгі немесе iшiнара токсыздандырудан кейiнгi қалпына келтіру электр станцияларының иелігіндегілерді, оларды пайдалану сипаттамалары мен реттеу ауқымын, сондай-ақ электр желiсiнiң пайдалану сипаттамаларын ескере отырып, ыңғайлы түрде жүргізілуі тиiс. Жүйелік оператор «нөлден бұрылу» рәсімін іске асыруды қамтамасыз етеді. Желіні пайдаланушылар электр станциялардың жүктемесін көтеру, тұтынушыларды шектеу (ажырату) жөніндегі, «нөлден бұрылу» іс-шараларын іске асыру үшін электр желісінің схемасын өзгерту жөніндегі жүйелік оператордың барлық өкімдерін орындайды.
180. Басқару процесінің барлық кезеңдерінде мыналар назарға алынуы тиiс:
1) иелік өндіргіш қуаттың артық екендігіне немесе электр тұтынуға сәйкес келетiнiне, тұтынушыларды әрбір қосқан сайын электр тұтынудың қуат резервтерiнiң қажеттi көлемімен қамтамасыз етілетініне;
2) жиiлiктi ұстап тұру үшiн электр станцияларында реттеудiң жеткiлiктi ауқымының қамтамасыз етiлгендігіне;
3) желiлiк кернеудi жұмыс шектерiнде басқаруға;
4) жылу электр станциялары реттегiштерiнiң балама iс-қимылдарының қамтамасыз етілетініне;
5) электр тұтынуды қалпына келтiрудiң қаншалықты тез және мүмкіндігінше сенiмдi жүргiзілетініне көз жеткізу қажет.
181. «Нөлден бұрылудың» негізгі кезеңдерi мынадай:
1) электр желiсiнiң схемасын, электр станциялардың негiзгi жабдығының жай-күйін анықтау;
2) қалпына келтiру жолдарын дайындау;
3) «нөлден бұрылу» және кернеудi беру;
4) әрбір кезең үшiн желінің барынша сенімді жұмыс істеуге қабілетті және орнықты электр схемасын жасау;
5) электр станцияларын үндестiру және ең соңында бiртұтас электр жүйесін қалпына келтiру;
6) электр тұтынуды толық қалпына келтiру.
Электр станциясы «нөлден бұрылудың» жоспарын әзірлейді. «Нөлден бұрылу» жоспары жыл сайын қайта қаралады, жаңартылады.
182. Электр станциясының «нөлден бұрылуға» әзiрлiгiн тексеруді жергілікті персонал iс жүзiнде күтiлетiн авариялар жағдайында өткiзеді.
183. Байланыс, телеөлшеулер мен телесигналдау құралдары энергия жүйелерінің жұмыс режимін токтан толық ажыратылғаннан кейін қалпына келтiру үшiн негiз болып табылады. Үшiншi тұлғалардан қамтамасыз етілген электрмен қоректендіруді қоса алғанда, байланыстың барлық тiршiлiк құралдары электрмен қоректендiрудi толығымен жоғалтқаннан кейін кем дегенде 24 сағат жұмыс істейді. Басқарудың кейбір негізгі объектiлерi (басқару орталықтары) электрмен қоректенуді жоғалтқаннан кейін жұмыстың мейлінше ұзақ мерзiмiн талап етеді.
Басқару жүйелерi электрмен қоректенудің жоғалуымен іс жүзінде күтілетін авария жағдайларында жыл сайын сынақтан өтеді.
184. Электр желiсiн қалпына келтiру процесіне тартылған персонал қалпына келтiру жолдарын нақтылы жүзеге асыру кезінде кезең-кезең бойынша оқытылады.
185. Қазақстан БЭЖ-і (энергия торабы, электр қондырғысы) бөлiктерiнің бiр-бiрiмен үндесуінен шыққан, бiрақ толық немесе iшiнара ажыратылмаған жерлерде жүйелік оператордың желіні пайдаланушыларға қысқа мерзiмнiң iшiнде қалыпты жұмысқа қол жеткізу үшiн өндiрудi және/немесе электрмен жабдықтауды өз бетінше реттеуге рұқсат беруге құқығы бар. Жүйелік оператор үндестiк орын алған кезде пайдаланушыларға хабар береді.
Су электр станциялары байланысқан электр желiсiнiң бөлiгi электр желiсiнiң қалған бөлiгiнен бөлiнген және электр желiсiнiң қалған бөлiгiмен ешқандай үндесу құрылғылары жоқ жағдайларда электр қондырғыларының жедел персоналы жүйелік оператордың нұсқауы бойынша әрекет жасайды.
186. Қазақстан БЭЖ-нің негізгі диспетчерлік орталығынан диспетчерлік басқаруды жүзеге асыру мүмкіндігі жоғалған жағдайда Қазақстан БЭЖ-нің басқару функциялары дублерлерге табыс етіледі.
187. Желіні пайдаланушылар ұйым атынан шешім қабылдай алатын және тәулігіне 24 сағаттың ішінде байланысқа шығатын уәкілетті басқару өкілдерін көрсете отырып, жазбаша нысанда ЖО ҰДО-мен және жергiлiктi электр жеткізуші ұйымдармен телефон нөмiрлерiн алмасады.
Желіні жаңа пайдаланушылар үшін телефон нөмiрлерi олармен байланыс шартына қол қойған кезде қамтамасыз етiледi. Нөмiрлер ақпараттың өзгеруіне қарай жазбаша нысанда беріледі.
188. Бұзылыс туындаған кезде:
1) егер бұзылыс желіні пайдаланушының электр қондырғысында туындаса, бұл туралы жүйелік оператор мен өзі жалғанған энергия беруші ұйымды хабардар етеді;
2) егер бұзылыс энергия беруші ұйымның электр қондырғысында туындаса, бұл туралы жүйелік оператор мен барлық жалғанған желі пайдаланушыларын хабардар етедi;
3) егер бұзылыс жүйелік оператордың электр қондырғысында туындаса, бұл туралы жүйелік оператор басқаруында немесе иелігінде электр қондырғысы бар желіні пайдаланушыларға хабарлайды.
189. Жүйелік оператор хабарламаны алғаннан кейін немесе өздігінен бұзылысты анықтаған кезде мұның жүйелік авария бұзылысының фактісі болып табыла ма, соны анықтайды. Жүйелік аварияның белгілері расталған жағдайда жүйелік оператор жүйелік аварияның себептерін анықтайды және оны жоюға кіріседі.
Аварияның себебi белгіленген сәттен бастап ӨДО диспетчерлерiнің арасындағы барлық коммуникациялар ЖО ҰДО диспетчерiне оның талабы бойынша берiледі.

12. Жұмыс және/немесе оқиғалар туралы ақпарат алмасу

190. Қазақстанның БЭЖ-ін басқару, желілерді пайдалану мәселелері жөніндегі ақпаратты жүйелік оператор мен желіні пайдаланушылардың беру көлемі мен мерзімі диспетчерлік орталықтардың (қызметтердің) арасындағы өзара қарым-қатынастар жөніндегі қағидалармен, техникалық диспетчерлендіру қызметін көрсетуге, электр энергиясын жеткізу қызметін көрсетуге арналған үлгі шарттармен реттеледі.
191. Байланысты қолдау үшiн барлық тараптар нақты оқиғаға байланысты жүйелік оператормен және/немесе энергия жеткізуші ұйыммен қажеттi дұрыс ақпарат алмасуды қамтамасыз ету үшін тиiстi жабдықтың болуына кепiлдік береді. Қажеттi талаптар:
1) тiкелей телефон арнасы;
2) факс;
3) электрондық поштаның арнайы мекенжайы;
4) телеметрияның деректерін берудің сандық немесе ұқсас арнасы.
192. Кернеуi 220 кВ, 500 кВ және 1150 кВ қосалқы станциялар, өндіру қуаты 10 мВт-дан жоғары энергия беруші ұйымдар, 1 МВт-дан жоғары ұлттық электр желінің жалғану нүктесінде электр энергиясының қуатын тұтынушылар, кернеуі 220 кВ және одан да жоғары желiге жалғанған электр энергиясын тұтынушылар, электр энергиясын көп мөлшерде пайдаланушылардың диспетчерлік орталықтары екi тәуелсiз бағыт бойынша жүйелік оператордың диспетчерлiк орталығымен (ӨДО) байланыс және телеметрия деректерін беру арналарын ұйымдастыруы қажет.
ЖО ҰДО мен ӨДО арасында, аралас басқару аймақтары бар ӨДО арасында, ҰДО мен шектес мемлекеттердің энергия жүйелерінің диспетчерлік орталықтары арасында екі тәуелсіз бағыт бойынша байланыс және телеметрияның деректерін беру арналары ұйымдастырылуы қажет.
193. Желіні пайдаланушылардың диспетчерлiк орталықтары (пункттері) меншiк нысанына қарамастан жедел-диспетчерлiк басқару үшiн байланыс және телеметрия деректерін берудің тiкелей арналарымен жабдықталады. Байланыс және телеметрияның деректерін алмасу:
1) өңірлік электр желілік компанияның диспетчерлік орталығы мен осы диспетчерлiк орталықтардың жедел басқаруындағы 35 кВ және одан жоғары қосалқы станциялар;
2) өңірлік электр желiлiк компанияның диспетчерлік орталығы мен пайдаланушының диспетчерлік орталығы немесе пайдаланушының диспетчерлік орталығы болмаған жағдайда оның қосалқы станциясы;
3) өңірлік электр желілік компанияның диспетчерлік орталығы мен ӨДО;
4) ЖО ҰДО мен ӨДО;
5) аралас басқару аймақтары бар ӨДО;
6) ӨДО мен электр энергиясын көп мөлшерде пайдаланушылардың диспетчерлік орталықтары немесе пайдаланушының диспетчерлік орталығы болмаған жағдайда оның қосалқы станциясы;
7) ҰДО мен шектес мемлекеттердің энергия жүйелерінің диспетчерлік орталықтары арасында қамтамасыз етіледі.

Электр желілік қағидаларға
1-қосымша

«Пайдаланушыны қосу схемасының» мазмұны

1) электрмен жабдықтаудың қолданыстағы жай-күйіне және 3(5)-10 жылдағы даму болашағына шолу жасау;
2) электр жүктемелері және оларды жабу көздері;
3) қуат пен электр энергиясының теңгерімі (қолданыстағы жай-күйі және 3(5)-10 жылдағы болашағы);
4) сыртқы электрмен жабдықтау схемасының нұсқалары;
5) ұсынылып отырған сыртқы электрмен жабдықтау схемасының негіздемесі;
6) қарастырылып отырған ауданға шектесетін электр желілерінің электр режимдерін есептеу (қалыпты, авариядан кейінгі режимдер);
7) жабдықты таңдау үшін қысқа тұйықталу токтарының деңгейлерін есептеу;
8) релелік қорғаныш пен автоматиканың, аварияға қарсы автоматиканың орындалу қағидаттары;
9) диспетчерлік және технологиялық басқаруды ұйымдастыру қағидаттары;
10) электр энергиясын есепке алу;
11) энергия үнемдеу бойынша жоспарланатын іс-шаралар;
12) электр желілік құрылыс көлемі, құрылыс құнының ірілендірілген есебі;
13) қорытындылар;
14) сызбалар: қағидатты сызбалар, карта-схемалар немесе жағдаяттық жоспар, электрлік режимдерді есептеу нәтижелері, диспетчерлік және технологиялық басқаруды ұйымдастыру схемасы.

«Электр станцияларының қуатын беру схемасының» мазмұны

1) қарастырылып отырған өңірді электрмен жабдықтаудың қолданыстағы жай-күйіне және 3(5)-10 жылдағы даму болашағына шолу жасау;
2) қарастырылып отырған өңірдің қуат пен электр энергиясының теңгерімі (қолданыстағы жай-күйі және 3(5)-10 жылдағы болашағы);
3) қуат беру схемасының нұсқалары;
4) ұсынылып отырған қуат беру схемасының негіздемесі;
5) қарастырылып отырған ауданға шектесетін электр желілерінің электр режимдерін есептеу (қалыпты, авариядан кейінгі режимдер);
6) жабдықты таңдау үшін қысқа тұйықталу токтарының деңгейлерін есептеу;
7) релелік қорғаныш пен автоматиканың, аварияға қарсы автоматиканың орындалу қағидаттары;
8) диспетчерлік және технологиялық басқаруды ұйымдастыру қағидаттары;
9) электр энергиясын есепке алу;
10) энергия үнемдеу бойынша жоспарланатын іс-шаралар;
11) электр желілік құрылыс көлемі, құрылыс құнының ірілендірілген есебі;
12) қорытындылар;
13) сызбалар: қағидатты сызбалар, карта-схемалар немесе жағдаяттық жоспар, электрлік режимдерді есептеу нәтижелері, диспетчерлік және технологиялық басқаруды ұйымдастыру схемасы.

Электр желілік қағидаларға
2-қосымша

БЕКІТЕМІН
__________________________
(басшының қолы)
20__ жылғы «___» _________

Өтінім

_________________________________________________ (жұмыс істеп тұрған
генерациялайтын қондырғыны) (объектінің (жұмыс істеп тұрған, қайта
құрылатын) толық атауы, ведомстволық тиесілігі және оның орналасқан
жері)
_____________________________________________________________________
қосу берілді. (қосылу нүктесі көрсетіледі (ҚС шиналары, ЭЖЖ атауы
және т.б.)

1. Техникалық шарттарды беру негіздемесі:
____________________________________________________________________;
(Электр желілік қағидалардың тармағы көрсетіледі)

2. Объектінің жылдар бойынша белгіленген/қолданыстағы қуаты

Іске қосылған жылдары	Рбелг, МВт	Эқолд, МВт. сағ.
Ағымдағы (20__ ж.)
(алдағы кезеңге - 5 жыл)
20__ ж.
20__ ж.
20__ ж.

3. Қосымшалар:
1. Объектіні орналастырудың жағдаяттық жоспары;
2. Генерациялайтын қондырғыны жүйеге қосудың (қуат берудің) қолданыстағы және болжамдалған схемасы (генераторлардың, трансформаторлардың саны мен қуаты, ЭЖЖ ұзындығы мен сым қимасы, қарастырылатын аудан желілерінің теңгерімдік тиесілігі көрсетіледі);
3. Жеке тұтынушылардың тізбесі (қазірде жүйеде бар және жоспарланатын тұтынушылардың электр жүктемелері, олардың электр қондырғыларының техникалық сипаттамасы көрсетіледі);
4. Жер учаскелерін бөлу туралы шешімдердің, актілердің көшірмелері.

Электр желілік қағидаларға
3-қосымша

БЕКІТЕМІН
__________________________
(басшының қолы)
20__ жылғы «___» _________

Өтінім

___________________________________ (жаңа генерациялайтын қондырғыны)
(объектінің толық атауы, ведомстволық тиесілігі және оның орналасқан
жері)
_____________________________________________________________________
қосу берілді. (қосылу нүктесі көрсетіледі (ҚС шиналары, ЭЖЖ атауы
және т.б.)

1. Техникалық шарттарды беру негіздемесі:
____________________________________________________________________;
(Электр желілік қағидалардың тармағы көрсетіледі)

2. Объектінің жылдар бойынша белгіленген/қолданыстағы қуаты

Жылдар	Рбелг, МВт	Эқолд, МВт. сағ.
20__ ж. (іске қосылған жыл)
Жоспарланған (алдағы кезеңге - 5 жыл)
20__ ж.
20__ ж.
20__ ж.

3. Қосымшалар:
1. Объектіні орналастырудың жағдаяттық жоспары;
2. Генерациялайтын қондырғыны жүйеге қосудың (қуат берудің) болжамдалған схемасы (генераторлардың, трансформаторлардың саны мен қуаты, ЭЖЖ ұзындығы мен сым қимасы, қарастырылатын аудан желілерінің теңгерімдік тиесілігі көрсетіледі);
3. Объектінің (мемлекеттік, салалық бағдарламалар) құрылысын жоспарлауға негіз болатын құжат;
4. Жеке тұтынушылардың тізбесі (қазірде жүйеде бар және жоспарланатын тұтынушылардың электр жүктемелері, олардың электр қондырғыларының техникалық сипаттамасы көрсетіледі);
5. Жер учаскелерін бөлу туралы шешімдердің, актілердің көшірмелері.

Электр желілік қағидаларға
4-қосымша

БЕКІТЕМІН
__________________________
(басшының қолы)
20__ жылғы «___» _________

Өтінім

_________________________________________________________ (жүйеде бар
тұтынушыны) (объектінің (жұмыс істеп тұрған, қайта құрылатын) толық
атауы, ведомстволық тиесілігі және оның орналасқан жері)
_____________________________________________________________________
қосу берілді. (қосылу нүктесі көрсетіледі (ҚС шиналары, ЭЖЖ атауы
және т.б.)

1. Техникалық шарттарды беру негіздемесі:
____________________________________________________________________;
(Электр желілік қағидалардың тармағы көрсетіледі)

2. Ұсынылған қуат және объектінің жылдар бойынша электр тұтынуы.

Жылдар	Р, МВт	Э, млн. кВт. сағ.
Ағымдағы (20__ ж.)
Жоспарланатын (алдағы кезеңге - 5 жыл)
20__ ж.
20__ ж.
20__ ж.

3. Жүктеменің сипаты – тұрақты, айнымалы, маусымдық, т.б.;
4. Тұтастай алғанда электрмен жабдықтау сенімділігі бойынша электр қабылдағыштардың және ЭОЕ-ге (Электр қондырғыларын орнату ережесіне) сәйкес жекелеген технологиялық қондырғылардың санаты;
5. Қосалқы тұтынушылар тізімі және олардың электр қондырғыларының техникалық сипаттамасы.
6. Қосымшалар:
1) Объектіні орналастырудың жағдаяттық жоспары;
2) Объектіні сырттан электрмен жабдықтаудың қолданыстағы және болжамдалған схемасы (ЭЖЖ ұзындығы мен сым қимасы, ҚС трансформаторларының қуаты мен саны, қарастырылатын аудан желілерінің ведомстволық, теңгерімдік тиесілігі көрсетіледі);
3) Объектінің ұсынылған қуатын растайтын электр жүктемелерін есептеу;
4) Энергия өндіруші ұйымдардың объектінің ұсынылған қуатын қамтамасыз ететіндігін растайтын құжаты;
5) Электрмен жабдықтаудың резервтік көзі ретінде пайдалану үшін өз өндіргіш көздері туралы ақпарат (ГТУ, ДЭС және т.б. қуаты көрсетілген);
6) Жер учаскелерін бөлу туралы шешімдердің, актілердің көшірмелері.

Электр желілік қағидаларға
5-қосымша

БЕКІТЕМІН
__________________________
(басшының қолы)
20__ жылғы «___» _________

Өтінім

_____________________________________ _________________________ (жаңа
тұтынушыны) (объектінің толық атауы, ведомстволық тиесілігі және оның
орналасқан жері)
_____________________________________________________________________
қосу берілді. (қосылу нүктесі көрсетіледі (ҚС шиналары, ЭЖЖ атауы және т.б.)

1. Техникалық шарттарды беру негіздемесі:
____________________________________________________________________;
(Электр желілік қағидалардың тармағы көрсетіледі)

2. Ұсынылған қуат және объектінің жылдар бойынша электр тұтынуы; жүктеме соs (tg ).

Жылдар	Р, МВт	Э, млн. кВт. сағ.
20__ ж. (іске қосылған жыл)
(алдағы кезеңге - 5 жыл)
20__ ж.
20__ ж.
20__ ж.

3. Жүктеменің сипаты – тұрақты, айнымалы, маусымдық, т.б.;
4. Тұтастай алғанда электрмен жабдықтау сенімділігі бойынша электр қабылдағыштардың және ЭОЕ-ге (Электр қондырғыларын орнату ережесіне) сәйкес жекелеген технологиялық қондырғылардың санаты;
5. Қосалқы тұтынушылар тізімі және олардың электр қондырғыларының техникалық сипаттамасы.
6. Қосымшалар:
1) Объектіні орналастырудың жағдаяттық жоспары;
2) Объектіні сырттан электрмен жабдықтаудың болжамдалған схемасы (ЭЖЖ ұзындығы мен сым қимасы, ҚС трансформаторларының қуаты мен саны, қарастырылатын аудан желілерінің ведомстволық, теңгерімдік тиесілігі көрсетіледі);
3) Объектінің (мемлекеттік, салалық бағдарламалар) құрылысын жоспарлауға негіз болатын құжат;
4) Объектінің ұсынылған қуатын растайтын электр жүктемелерін есептеу;
5) Энергия өндіруші ұйымдардың объектінің ұсынылған қуатын қамтамасыз ететіндігін растайтын құжаты;
6) Электрмен жабдықтаудың резервтік көзі ретінде пайдалану үшін өз генерациялайтын көздері туралы ақпарат (ГТУ, ДЭС және т.б. қуаты көрсетілген);
7) Жер учаскелерін бөлу туралы шешімдердің, актілердің көшірмелері.

Электр желілік қағидаларға
6-қосымша

Техникалық шарттарды беру мерзімі

Іс-қимыл	Мерзімі (жұмыс күндері)	Орындаушы
1. Пайдаланушы жиынтық қуаты 1 мегаВаттан жоғары объектілер үшін толық ақпарат берген кезде техникалық шарттар беру (желіні күшейту талап етілмеген жағдайда)	30 күн	энергия беруші компания (энергия өндіруші ұйым)
2. Пайдаланушы жиынтық қуаты 1 мегаВаттан жоғары объектілер үшін толық ақпарат берген кезде техникалық шарттар беру (желіні күшейту талап етілген жағдайда)	45 күн	энергия беруші компания (энергия өндіруші ұйым)
3. Техникалық шарттар орындауға қабылданғаны туралы хабарлама	30 күн	Пайдаланушы

Электр желілік қағидаларға
7-қосымша

Энергия беруші ұйымдардың электр қондырғылары мен
генерациялайтын қондырғыларын ажырату кестесін әзірлеу тәртібі,
келісу және бекіту мерзімі

№ р/с	Іс-қимыл	Күні	Ескерту
1	Электр беруші желілері мен желі жабдықтарын ажырату кестесін әзірлеу	(30 маусымға дейін)	желілер мен жабдықтарды диспетчерлік басқару тәсілі бойынша тарату тізбесіне сәйкес
2	Энергия беруші ұйымдардың өндіргіш қондырғылары мен электр жабдықтарын жөндеу кестесін ұсыну	(1 қыркүйекке дейін)	желілер мен жабдықтарды диспетчерлік басқару тәсілі бойынша тарату тізбесіне сәйкес
3	Шектес мемлекеттердің диспетчерлік орталықтарымен электр беруші желілері мен желілік жабдықтарды ажырату кестесін келісу	(15 желтоқсанға дейін)	желілер мен жабдықтарды диспетчерлік басқару тәсілі бойынша тарату тізбесіне сәйкес
4	Энергия беруші ұйымдардың өндіргіш қондырғылары мен электр жабдықтарын жөндеу кестесін, электр жеткізу желілері мен желілік жабдықтарды ажырату кестесін бекіту	(25 желтоқсанға дейін)	желілер мен жабдықтарды диспетчерлік басқару тәсілі бойынша тарату тізбесіне сәйкес
5	Жүйелік оператордың бекітілген кестелерді ұсынуы	(30 желтоқсанға дейін)	желілер мен жабдықтарды диспетчерлік басқару тәсілі бойынша тарату тізбесіне сәйкес

Электр желілік қағидаларға
8-қосымша

110-750 кВ электр қондырғылары жабдықтарының өнеркәсіптік
жиілік кернеуін арттыру шегі

Жабдық	Номиналды кернеу, кВ	Ықпал ету ұзақтығына байланысты кернеуді арттыру шегі, секунд
		1200	20	1	0,1
Күштік трансформаторлар және автотрансформаторлар1	110-150	1,10 1,10	1,25 1,25	1,90 1,50	2,00 1,58
Шунттаушы реакторлар және электр магниттік кернеу трансформаторлары	110-330 500	1,15 1,15 1,15 1,15	1,35 1,35 1,35 1,35	2,00 9,00 2,00 1,50	2,10 1,58 2,08 1,58
Коммутациялық аппараттар2, сыйымдылықты кернеу трансформаторлары, ток трансформаторлары, байланыс конденсаторлары және шиналық тіректер	110-500	1,15 1,15	1,60 1,60	2,20 1,70	2,40 1,80
Барлық тұрпатты вентильдік разрядтауыштар	110-220	1,15	1,35	1,38	-
РВМГ тұрпатты вентильдік разрядтауыштар	330-500	1,15	1,35	1,38	-
РВМК тұрпатты вентильдік разрядтауыштар	330-500	1,15	1,35	1,45	-
РВМК-П тұрпатты вентильдік разрядтауыштар	330-500	1,15	1,35	1,70	-
Күштік трансформаторлар және автотрансформаторлар1	750	1,10	1,25	1,67	1,76
Шунттаушы реакторлар, коммутациялық аппараттар2, кернеу және ток трансформаторлары, байланыс конденсаторлары және шиналық тіректер	750	1,10	1,30	1,88	1,98
Вентильдік разрядтауыштар	750	1,15	1,36	1,40	-
Сызықтық емес асқын кернеу шектеуіштері	110-220 330-750	1,39 1,26	1,50 1,35	1,65 1,52	- -

¹ Кестеде көрсетілген мәндерге қарамастан, магнит сымын қыздыру шарты бойынша белгіленген орам тармақтарының атаулы кернеу үлестеріндегі кернеуді арттыру 20 с - 1,3 дейінгі аралықта 1200 с-ден 1,15 дейінгі деңгейде шектеледі.
² Кестеде көрсетілген мәндерге қарамастан, ажыратқыштың байланыстарындағы кернеуді өздігінен қалпына келтіру былайша шектеледі: 110-220 кВ жабдықтары үшін – КЗ 2,4 немесе 2,8 дейін, 330-750 кВ жабдықтары үшін – 3,0 дейін желінің зақымдалмаған фазасын ажырату шарты бойынша (техникалық шарттарда көрсетілген ажыратқыштың жұмысына байланысты), 330-750 кВ жабдықтары үшін 2,8 дейін – асқын кернеуі жоқ желілерді ажырату шарты бойынша.

Электр желілік қағидаларға
9-қосымша

ЖТАШ типтік қалыпқа келтіру

Р/с №	ЖАБ санаты	ЖАБ көлемі %*		ЖАБ бірліктері		ЖАБ**** кезегі аралығындағы интервал көлемі
				жиілігі бойынша (Гц)	уақыты бойынша (сек)	жиілігі бойынша (Гц)	уақыты бойынша (сек)
1	ЖАБ1	3-4	50	49.2	0.3-0.5	-	-
2		47-46		48.846.5	0.3-0.5	0.1 - 0.2	-
3	ЖАБ2 н.с.	10		49.1	540	-	5
4	ЖАБ2 бірл.	**		49.0	520	-	5
				48.9	2035	-	5
				48.8	3550	-	5
				48.7	5070	-	5
5	ҚҚЖА	***		49.449.9	10	0.1 - 0.2	5

Ескерту.
*) ЖАБ көлеміне қойылатын талаптар ЖАБ тиісті санаттағы жинақтарына қосылған тұтынушылардың ең төменгі жиынтық қуатын энергия өндіретін ұйымдардың шығындары мен өзіндік қажеттіліктерін есепке ала отырып, энергетикалық жүйенің болжамды тұтыну көлемінен %-бен анықтайды.
**) 1. ЖАБ 1-мен біріктірудің жалпы қуаты – ЖАБ 1-ге қосылған бүкіл жүктеме қуатының кем дегенде 60 %-ы.
2. Тағайыншамалары 47.5 Гц төмен ЖБА-1 құрылғыларына қосылған қуаттың бүкіл көлемі ЖАБ-2-мен толығымен біріктірілген.
***) 1. Тұтынушылардың ҚҚЖА-ға қосылатын энергия қабылдайтын қондырғыларының жиынтық қуаты энергетикалық жүйенің жергілікті жұмыс жағдайы бойынша регламенттелмейді және анықталмайды.
2. Энергетикалық жүйелерде ҚҚЖА-ның әрекеттері жүйеаралық байланыстардың асқын жүктемелерін болдырмау мақсатында шоғырландырылған.
****) ЖАБ-ға қосылатын жүктеме қуаты кезек бойынша теңдей таратылуы тиіс. Жиілігі бойынша ЖАБ тағайыншамалары аса жоғары болатын оның кезектегі үлесін арттырған жағдайда ЖАБ жүктеме қуатын кезек бойынша таратуда аздаған теңсіздікке жол беріледі.