Қазақша:
Қазақстан Республикасының Мұнай және газ Министерство нефти и газа Республики Казахстан министрлігі Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2001 жылғы 24 желтоқсандағы N 314 бұйрығы. Қазақстан Республикасы Әділет министрлігінде 2001 жылғы 28 желтоқсанда тіркелді.
Тіркеу N 1708. Күші жойылды - Қазақстан Республикасы Премьер- Министрінің орынбасары - Қазақстан Республикасы Индустрия және жаңа технологиялар министрінің 2013 жылғы 25 қазандағы № 329 бұйрығымен Электр тораптық ережелерді бекіту туралы
1. Қоса берiлiп отырған Электр тораптық ережелер бекiтiлсiн.
2. Электр энергетикасы және қатты отын департаментi (Бертiсбаев Н.Б.)
заңнамада белгiленген тәртiпте осы Ережелердiң мемлекеттiк тiркелуiн қамтамасыз етсiн.
3. Қазақстан Республикасы Энергетика және минералдық ресурстар министрлiгiнiң 2001 жылғы 1 қазандағы N 228 бұйрығының күшi жойылды деп саналсын.
Премьер-Министрінің
ҚР НҚА ЭББ-гі нақты құжатқа сілтеу QR-коды орынбасары - Министр Премьер-Министрiнiң Орынбасары - Энергетика және минералдық ресурстар министрiнiң 2001 жылдың 24 желтоқсанындағы N 314 Бұйрығымен бекiтiлдi ҚАЗАҚСТАН РЕСПУБЛИКАСЫНЫҢ ЭЛЕКТРЖЕЛIЛIК ЕРЕЖЕЛЕРI Ескерту: Барлық мәтін бойынша тиісті тіркестерде:
"электр энергиясы мен қуаттары" сөздері "электр энергиясы" сөздерімен алмастырылды;
"электр энергиясын беру және бөлу" сөздері "электр энергиясын жеткізу" сөздерімен алмастырылды;
"ТО" қысқармасы "ЖО" қысқармасымен алмастырылды;
"ЖО" қысқармасы "ЭОСРО" қысқармасымен алмастырылды;
"РЭПО" қысқармасы "ӨЭК" қысқармасымен алмастырылды;
"НЭПО" қысқармасы "ЖО" қысқармасымен алмастырылды;
"ПРПЭС" қысқармасы "ҰЭТДЖ" қысқармасымен алмастырылды;
"ПРРС" қысқармасы "ӨЭЖДЖ" қысқармасымен алмастырылды;
"бөлу" сөзі "жеткізу" сөзімен алмастырылды;
"ОРЭМЭ" қысқармасы "ЭКС" қысқармасымен алмастырылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N 222 бұйрығымен .
Осынау Электржелiлiк ережелер электр желiсiнiң техникалық талаптары мен жұмыс шарттарын анықтайды, сондай-ақ оның әралуан қатысушылары арасындағы айқын да ашық қатынастарын белгiлейдi. Бұл Электржелiлiк ережелер Қазақстан Республикасының нормативтiк құжаттарының және халықаралық стандарттардың талаптарына сәйкес әзiрленген.
1-БӨЛIМ. ЖАЛПЫ ҚАҒИДАТТАР 1-тарау. Негiзгi қағидаттар $1. Осы Электржелiлiк Ережелерде (ары қарай - ЭЖЕ) қолданылатын негiзгi түсiнiктер мен терминдер
1. Осы Электржелілік ережеде мынадай негізгі ұғымдар пайдаланылады:
Активтік электр қуаты - электр магниттік энергияның басқа нысандарға (жылу, механикалық, жарықтық және тағы сол сияқты) түрлену жылдамдығын сипаттайтын айнымалы ток қуатының орташа мезгіл мәні;
Өндірудің автоматтық реттегіші (бұдан әрі - ӨАР) - жүйелік оператор беретін сигналдарға жауап ретінде өндіруші электр қондырғысының шығыстық қуатын автоматтық реттейтін құрылғы;
Есепке алудың мәліметтер базасы - коммерциялық есепке алу тізілімінен коммерциялық есепке алу мәліметтерінен тұратын, жүйелік оператор қызмет көрсететін және басқаратын мәліметтер базасы;
Қайталай реттеу - өндіруді қалыпты немесе авариядан кейінгі режимдерде автоматтық не қолымен баяу (30 секундтан астам) өзгерту;
Жоғары кернеу (бұдан әрі - ЖК) - 1000 Вольт-тан бастап және одан жоғары;
Өндіруші қондырғы - электр энергиясын өндіретін қондырғы;
Жүйені токтан толық ажыратылған күйінен іске қосуға арналған өндіруші қондырғы - іске қосылуы мүмкін және немесе электрмен жабдықтаудың әдеттегі сыртқы көздерінсіз жұмыс істейтін және жүйені токтан толық ажыратылған күйінен іске қосуға арналған өндіруші қондырғы;
Мемстандарт - стандарттау мен сертификациялау жөніндегі жұмыстарды басқаруды жүзеге асыратын мемлекеттік орган;
Мемэнергобақылау - Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес электр энергетикасы секторында қадағалау және бақылау міндеттерін атқаратын Қазақстан Республикасының Энергетика және минералдық ресурстар министрлігінің Мемлекеттік энергетикалық қадағалау жөніндегі комитет;
Жоспарлық ажыратулар кестесі - тиісті тараптармен келісілген, құрамында басталу және аяқталу уақыты және тағы басқаларды қоса отырып, келесі күнтізбелі жылға жоспарлық беріліс және/немесе өндіру мен тұтынушыларды ажыратуы бар жоспар-кесте;
Жүйелі сынақты жүргізу кестесі - тиісті жауапты субъект жасақтайтын коммерциялық есепке алу кешенін кез келген жабдық яки қондырғыны ретімен сынау бағдарлама-кестесі;
Коммерциялық есепке алу мәліметтері - коммерциялық есепке алу кешенінен алынған мәліметтер және/немесе коммерциялық есептеулерді жүргізу үшін қолданылатын өңделген мәліметтер;
Электр тораптарына кіруге арналған шарттар (бұдан әрі - ЭТКШ) - электр тораптарына қосылу шарттары келісілген электржелілік компания мен пайдаланушы арасындағы екіжақты шарт;
Қосарлас электр желілері - қолданыстағы электр жеткізу желілерімен қатарлас қосылған электр жеткізу желілері, солар бойынша нарық субъектілерінің санаттылығына сәйкес нормаланған сапасы мен сенімділік дәрежесімен бірге электр энергиясы мен қуатын жеткізу жүзеге асырылады;
Қосалқы қызметтерді беруге арналған шарт - жүйелік оператор мен қосалқы қызметтерді беруге арналған пайдаланушылардың арасында жасасылған шарт;
Қазақстан Республикасының біртұтас электр энергетикалық жүйесі (бұдан әрі - ҚР БЭЖ) - Қазақстан Республикасының тұтынушыларын сенімді де сапалы энергиямен жабдықтайтын электр станцияларының, электр жеткізу желілері мен қосалқы станциялардың жиынтығы;
Жүйені оның токтан толық ажырағаннан кейін іске қосу ("нолдіктен бұрылу") - энергиямен жабдықтаудың сыртқы көзі жоқ кезде толық не ішінара істен шыққаннан кейін энергия жүйесі жұмысының режимін қалпына келтіру процесі;
Өндіріс өркендеуінің индикативтік жоспары - ҚР БЭЖ-нің келесі он жыл ішіндегі келешек өркендеуін сипаттайтын жоспарлы сұранысты, пайдаланудан шығуды және өндіріс дамуын ескеретін жоспар;
Жүйелік аварияларды болдырмау және жою нұсқаулығы - жүйелік оператор ұдайы жасайтын және жаңартатын нұсқаулық әрі онда жүйелік авария туындаған кезде қысқа мерзім ішінде ҚР БЭЖ-нің сенімді де тұрақты атқарымдануын қамтамасыз ету үшін жүйелік оператор жүзеге асыратын іс- шаралардың егжей-тегжейлі сипаттамасы беріледі;
Коммерциялық есеп кешенінің сәйкестендіруші коды (СК) - әрбір коммерциялық есеп кешені үшін 18 символдан тұратын бір мәнмен анықталған ондық цифрлық код;
Коммерциялық есепке алу - электр энергиясын сатып алу және жеткізу шарттары жөніндегі тараптар арасындағы өзара есеп айырысуға қажетті электр энергиясын есепке алу;
Коммерциялық есеп кешені - коммерциялық есеп жүргізуге қажетті, коммерциялық есептің айқындалған нүктесі мен ақпаратты жинау құрылғысына қосу нүктесі арасында орналасқан жабдық;
Электр жеткізудің мемлекетаралық желілері - қуаттар мен энергияның мемлекетаралық ағындарын қамтамасыз ететін электр желілері;
Мәліметтерді жинаудың жергілікті терминалы - олардың түзетілгенін тексеру үшін немесе коммерциялық алыстағы мәліметтерді жинау мүмкін болмаған жағдайда жергілікті жерлерде мәліметтерді жинау мен сақтауға арналған құрылғы;
Ең аз өндіру (бұдан әрі - ЕӨ) - қалыпты жұмыс режимін ұстау үшін өндіруші қондырғы жұмыс істейтін шығыстық өндірілетін қуаттың ең төменгі деңгейі;
Ұлттық электр торабы (бұдан әрі - ҰЭТ)- электр энергиясын мемлекетаралық және (немесе) өңіраралық жеткізуді, электр станцияларының қуатын беруді қамтамасыз ететін және жекешелендіру мен оның алдыңғы сатыларына жатпайтын кернеуі 220, 500 және 1150 кВ электр жеткізу желілерінің, қосалқы станциялар мен таратқыш құрылғылардың жиынтығы;
Төмен кернеу (бұдан әрі - ТК) - 1000 Вольттен төмен кернеу;
ҚР БЭЖ жұмысының қалыпты режимі - уәкілетті орган бекіткен схемаға сәйкес электр желісінің барлық элементтері жұмыс істейтін N және электр желісіне қосылған электр энергиясының барлық тұтынушылары жоспарлы электр жабдықтаумен қамтамасыз етілетін ҚР БЭЖ жұмысының тағайындалған режимі;
Жабдықтар мен аппаратуралар - электрлік сымдар немесе оның бөліктері пайдаланылатын стационарлық және жылжымалы жабдық;
Біріктірілген энергия жүйесі (бұдан әрі - БЭЖ) - тораптарға қосылған электр тораптарының, электр станциялары мен басқа пайдаланушылардың жиынтықты инфрақұрылымы;
Жеткізудің өткізу қабілеті бойынша шектеу - жылу режимі мен энергия жүйесі кернеуі және жұмыс тұрақтылығын сақтау жөніндегі шектермен айқындалған, жеткізілетін электр энергиясын шектеу;
Жедел резерв - авариядан соң жиіліктің бастапқы реттелуі мен қайталай реттелуін алмастыру үшін иеліктегі орталықтан келісілген қуат резерві;
Электр энергиясының орталықтандырылған нарығының операторы (бұдан әрі - ЭОНО) - электр энергиясының спот саудасын қоса алғанда, орталықтандырылған сауда-саттықты жүзеге асыратын ұйым;
Коммерциялық есептің анықталған нүктесі (бұдан әрі - КЕАН) - 5- бөлімде көрсетілген (коммерциялық есеп) жалпы дәлдік талаптары орындалуы тиіс баланстық керек-жарақты айыру шекарасындағы табиғи нүкте.
Коммерциялық есептің көрсетілген нүктесі электржелілік компаниялар мен тиісті шарттармен тораптарды пайдаланушылар арасында келісілген болуы тиіс;
Электр энергиясының көтерме нарығы (бұдан әрі - ЭҚН) - электр энергиясының көтерме сауда нарығының субъектілері арасындағы шарттар негізінде жұмыс істейтін электр энергиясын сатып алу-сатуға байланысты қарым- қатынастар жүйесі;
Коммерциялық есептің ұйымдастырушысы - энергия нарығы субъектілерінің коммерциялық есеп кешені, кешенді калибрлеу және қызмет ұсыну секілді коммерциялық есеп жөніндегі қызмет көрсетуге өкілетті, энергия нарығы субъектілері болуға міндетті емес тұлға не ұйым;
Қауіпсіздік техникасы жөніндегі жұмыстарды ұйымдастырушысы - қызметкерлердің жоғары кернеулі электр жабдығында қауіпсіз жұмыс не сынақ жүргізуді қамтамасыз ететін шаралар кешені;
Тоқтатым - электр қондырғыны не жабдықты жоспарлы немесе жоспардан тыс жұмыстан шығару;
Жауапты тарап немесе коммерциялық есеп кешенінің иегері - теңгерімінде коммерциялық есеп кешені бар, оны пайдаланатын және оған жауап беретін жеке немесе заңды тұлға;
Бастапқы реттеу - жиіліктік апаттық ауытқуы кезінде өндірілетін қуаттың еркін реттелуі режимінде жұмыс істейтін өндіруші қондырғылардың көмегімен атқарылатын электр стансалардағы турбиналардың айналу жылдамдығын реттегіштердің тез қимылы (8-12 секунд ішіндегі);
Электр энергиясын жеткізу - жасасылған шарттарға сәйкес электр жеткізуші ұйымдар көрсететін электр энергиясын тасымалдау жөніндегі қызметтер;
Ауыстырып қосу - ЖО немесе өкілетті электржелілік компания не пайдаланушының нұсқаулығына сай жабдықтың және/немесе аппаратураның коммутациясы;
Диспетчерлендіру кезеңі - өндіріс режимін, электр энергиясы мен қуатын жеткізу және тұтынуды бақылау мен басқару атқарылатын тәуліктік кестеде жоспарланған уақыттың ең төменгі мезгілі;
Жүйелі токтан толық ажыратқаннан кейін іске қосу жоспары - ЖО жүйелі түрде жасақтайтын және жаңартатын, энергия жүйесінің толық не ішінара тоқтатымы кезінде режимін қалпына келтіру жөніндегі жоспар;
ҰЭТ дамыту жоспары (бұдан әрі - ҰЭТДЖ) - келесі бес жылға электр желілерін дамытуға арналған барлық елеулі инвестицияларды сипаттайтын жоспар, оған жүктеменің ұзақ мерзімдік болжамдары, жаңа орналасқан жері мен өткізім қабілеті, жабдықты пайдаланудан шығару және т.с.с. кіреді;
ӨЭТ дамыту жоспары (бұдан әрі - ӨЭТДЖ) - өзінің қазір бар және келесі бес жылда салынуға жоспарланған таратушы желілердегі жүктеменің ұзақ мерзімдік болжамы, жаңа желілердің орналасқан жері мен өткізім қабілеті, жабдықты пайдаланудан шығару және тағы басқалар кіретін жоспар;
Авариялық жағдайларда іс-шараларды жоспарлау - Электржелілік ереженің бөлімі, мұнда жүйедегі істен шығулардың алдын алу және реттеу жөнінде шаралар қабылдау қақысында әртүрлі тараптардың құқылары мен міндеттері көрсетілген;
Өндірушіні жоспарлы ажырату - өндіруші қондырғыны жұмыстан жоспарлы шығару;
Токтан толық ажырату - энергия жүйесінің барлығының немесе бөлігінің толық істен шығуы;
Электр тораптарын пайдалану - электр энергиясын жеткізетін электр тораптық компаниялардың шарттары жөніндегі келісім, электр энергиясы нарығының кез-келген субъектісіне өздерінің тораптарын пайдалану мүмкіндігін береді;
Электр тораптарын пайдалану - электр энергиясын жеткізетін және бөлетін электр тораптық компаниялардың шарттары жөніндегі келісім, электр энергиясы нарығының кез-келген субъектісіне өздерінің тораптарын пайдалану мүмкіндігін береді;
Торапты пайдаланушы - электржелілік компанияның электр желісі пайдаланатын электр энергиясы нарығының субъектісі (заңды және жеке тұлға);
Авариядан кейінгі жұмыс режимі - энергия жүйесінің (энергия торабының) зақымданған элементін авариядан ажыратудан кейін туындайтын және жұмыстың қалыпты режимі үшін көзделген электрмен жабдықтау схемасын қалпына келтіруге дейін жалғасатын тұрақты режим;
Тұтынушы - электр энергиясы және (немесе) жылу энергиясының шарты негізінде пайдаланатын жеке немесе заңды тұлға;
Техника қауіпсіздігі жөніндегі ережелер - жабдықта жұмыс істейтін, осы ережедегі іс-қимылға тап болған қызметкерлердің қауіпсіздігін қамтамасыз ететін электржелілік компаниялар мен пайдаланушылар үшін міндетті ережелер;
Қосылуға ұсыныс - пайдаланушының сұрауына жауап ретінде электржелілік компанияның ресми ұсынысы;
Тікелей (құқық өкілетті) көтерме тұтынушы - Жүйелік операторда орнатылған жүйелермен олардың бірдейлендірілуін қамтамасыз ететін коммерциялық есеп, телекоммуникация жүйесі бар, сондай-ақ ҰЭТ тікелей қосылған қосалқы станцияларды қабылдайтын немесе үшінші жақ арқылы электр энергиясының көтерме сауда нарығында электр энергиясын сатып алатын орташа тәуліктік қуаты кемінде 1 МВт қуатын тұтынатын заңды немесе жеке тұлға;
ҚР БЭЖ ПУЛ-ының резервтер ПУЛы (бұдан әрі - ПУЛ) - генераторлардың не электр беріліс желілерінің кенеттен істен шыққан кезінде тұтынушыларды энергиямен жабдықтауды қамтамасыз ету үшін электр қуаты резервтерінің қажетті көлемін, құрылымын түзілдіру және жайғастыру мақсатында электр стансалары мен жекелеген көтерме сауда тұтынушылары құрған бейкоммерциялық ұйым;
Өңірлік электр тораптары (бұдан әрі - ӨЭТ) - сбір әкімшілік-аумақтық бірлік шегінде (облыс), сондай-ақ ҰЭТ мен тұтынушылар арасында электр энергиясын жеткізуді қамтамасыз ететін 110 кВ кернеулі электр жеткізу желілері мен қосаолқы станциялардың жиынтығы;
Реактивті электр энергиясы - электр қондырғылардағы электр магниттік өрістердің құрылуына жұмсалатын энергия;
Өңірлік электржелілік компания - өңірлік деңгейде электр тораптарын пайдаланатын энергия жеткізуші ұйым;
Коммерциялық есеп тізілімдемесі - коммерциялық есеп кешеніне байланысты ақпаратты қамтитын тізілімдеме. Ақпаратқа жабдықтардың түрлері және техникалық өзгешеліктері, тексеру және калибрлеу жөніндегі мәліметтер, нақтылы теліміне қарайтын мәліметтер және тағы басқалар кіреді;
Орнын басу резерві (суықтық резерві) - құрамында бар өндіруші қондырғының қысқамерзімдік істен шығуын немесе бастапқы кезден қалпына келе алмайтын өндірудің ұзақ уақыттық жоқтығын алмастыру үшін орталықтандырылған келісімдік қуат резерві;
SCADA - мониторингі мен нақты уақыт режимінде бақылау үшін пайдаланылатын нақтылы уақыт режимінде жұмыс істейтін компьютерлік жүйенің "Диспетчерлік бақылау мен мәліметтерді жинау жүйесі" үшін қысқартылған атауы;
Коммерциялық есеп мәліметтерін жинау - коммерциялық есеп мәліметтерін іздестіру, тексеру және өңдеу үдерісі;
Қауіпсіздікті қамтамасыз ету жүйесі - кернеулі беру, оқшаулау, жерге ұштау және тиісті құжатты шығаруды қамтитын шаралар жүйесі;
Жүйелік авария - біртұтас электр энергиясының жұмыс тұрақтылығын жоғалтуына және оны бөліктерге жеткізуге әкеп соқтырған электр энергетикасы объектілері жұмыс режимдерінің бұзылуы;
Жүйелік сынақ - электр жүйесін сынау;
Жүйелік оператор (бұдан әрі - ЖО) - орталықтандырылған жедел- диспетчерлік басқаруды, басқа мемлекеттердің энергия жүйелерімен қатарлас жұмыстың қамтамасыз етілуін, электр энергиясының көтерме сауда нарығының субъектілеріне жүйелік қызметтерді көрсету мен қосалқы қызметтерді алуды, сондай-ақ электр энергиясын ұлттық электр торабы бойынша жеткізуді, оның техникалық қызметтелуін және пайдалану әзірлігінде ұстап тұруын жүзеге асыратын ұйым;
Оқиға - аварияларды, зақымдануларды, істен шығуларды қоса алғанда, энергия жүйесінде кез-келген жоспарланбаған (немесе болжанылмаған) оқиға және тағы басқалар;
Жүйелік мағынадағы оқиға - бір тараптың энергия жүйесінде болған және/немесе басқа тараптың энергия жүйесі үшін елеулі және/немесе ұзаққа дейін зардабын тигізуі мүмкін оқиға;
Қосылым - электржелілік компаниялардың электр тораптарын және /немесе пайдаланушыларды біріктіру;
Электр энергиясы нарығының субъектісі - энергия өндіруші, энергия жеткізуші, энергиямен жабдықтаушы ұйымдар, электр энергиясын тұтынушылар, жүйелік оператор, электр энергиясының орталықтандырылған сауда операторы және электр энергиясының көтерме сауда нарығында қызмет атқаратын өзге ұйымдар;
Тарап - Қазақстан Республикасының электр энергетикалық саладағы жұмысқа қатысатын тұлға немесе ұйым;
Коммерциялық есеп есептегіші - электр энергиясын өндіру, жеткізу мен тұтыну кезінде электр энергиясын өлшемдеу және есепке алу үшін арналған құрылғы;
Электр энергиясын өндіріп-тұтынудың тәулік кестесі - көтерме сауда нарығының қатысушылары электр энергиясын орталықсыздандырылған сатып алу-сату және электр энергиясын орталықтандырылған сауда нарығында электр энергиясын сатып алу-сату жөнінде жасақан шарттарына сәйкес әрбір күнтізбелік тәулікке электр энергиясын өндіру мен тұтынудың сағаттық шамаларын реттейтін жүйелік оператор бекіткен құжат;
Телекоммуникациялық желі - обір ақпараттық жүйенің құрылғылары арасында және ақпараттық жүйелер арасында ақпаратты беруді қамтамасыз ететін жабдық және байланыс арналары;
Техникалық диспетчерлендіру - жүйелік оператордың Қазақстан БЭЖ-де электр энергиясын өндіру мен тұтыну режимдеріне орталықтандырылған жедел- диспетчерлік басқаруды жүзеге асыру жөніндегі көрсететін қызметі;
Қосылым нүктесі - электржелілік компаниялар мен пайдаланушылар арасында орнатылған энергиямен жабдықтаудың келісілген нүктесі;
Электр станцияның өзіндік мұқтаж трансформаторы - электр станцияның өзіндік мұқтаж жабдығын жабдығын қамтамасыз ететін трансформатор;
Аварияға қарсы автоматикаға басқарымдық әсер (бұдан әрі - ААБӘ) - АҚА-ға жүктелген міндеттерді орындау мақсатында АҚА сигналы бойынша жабдықтарға автоматтық әсер жабдықтарды өшіру-қосу, жабдықтарды жүктеу- жүгін түсіру және тағы басқалар;
Мәліметтерді сақтау құрылғысы - электр энергиясы бойынша мәліметтерді жинауды, оларды бесминуттық аралықта жиынтықтылауды, мәліметтер миниумын 50 күнге сақтауды және ЖО үшін телекоммуникациялық желі арқылы электрондық код жеткізуді қамтамасыз ететін құрылғы. Осы құрылғы жабдықтың жеке бірлігі бола немесе бір табиғи құрылғыдағы энергияны өлшеу аспаптарымен қосыла алады;
Мәліметтерді жинау құрылғысы (бұдан әрі - МЖҚ) - коммерциялық есепке алу мәліметтерін жинауды орындайтын жабдық және бағдарламалық қамтамасыз ету;
Коммерциялық есептің нақты нүктесі (бұдан әрі - КЕНН) - электр энергиясының мөлшерін есептейтін нүкте;
Орталықтандырылған жедел-диспетчерлік басқару - жүйелік оператордың энергия өндіруші, энергия жеткізуші, энергиямен жабдықтаушы ұйымдар және электр энергиясын тұтынушылардың техникалық келісімді жұмысына үздіксіз басқаруды жүзеге асыратын, Қазақстан Республикасындағы біртұтас электроэнергетикалық жүйенің нормативтік сенімділік деңгейін және электр энергиясының нормативтік сапасының сақталуын қамтамасыз ететін Орталық диспетчерлік басқарма (ОДБ) - жүйелік оператор құрамына кіретін, Қазақстан БЭЖ-нің қауырт басқарылуы үшін теңгеру мен электр энергиясының сапасын қамтамасыз етуді сақтай отырып жауап беретін бөлімше;
Пайдалану - энергия жүйені пайдалануға жатқызылатын жоспарланған қызмет;
Электр желілері - электр энергиясын жеткізу және/немесе таратуға арналған қосалқы станциялардың, тарату құрылғылары мен оларды қосатын электр берілісі желілерінің жиынтығы;
Электр станциялары - электр энергиясын өндіруге арналған, құрамында құрылыс бөлігі, энергияны түрлендіру үшін жабдық және қажетті қосалқы жабдық бар энергия қондырғылар;
Электржелілік компания - электр желілерін басқару не меншік құқығымен басқаратын және пайдаланатын заңды тұлға;
Электржелілік ереже (бұдан әрі - ЭЖЕ) - осы Ереже;
Жүйені токтан толық ажыраған күйінен іске қосуға арналған электр станциялары - жүйені токтан толық ажыраған күйінен іске қосуға арналған бір немесе бірнеше өндіруші қондырғылары бар электр станциясы;
Өздігінен іске қосылатын электр станциялары - бір немесе бірнеше өндіруші қондырғылардың айналу жиілігін синхрондық айналу жиілігіне дейін көтеру және желіде энергия жабдықтау жоқ кезде электр желісін қоректендіруді қамтамасыз ету мүмкіндігіне ие электр станциялар. Бұл техникалық мүмкіндіктер өзіндік мұқтаж үшін энергия жабдықтау көздерімен немесе энергия жабдықтаудың сыртқы көзімен жасасқан келісімге сәйкес қамтыла алады.
Энергия өндіруші ұйым (бұдан әрі - ЭӨҰ) - электр және (немесе) жылу энергиясын өндіруді жүзеге асыратын ұйым.
Ескерту: 1-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N 222 бұйрығымен .
$2. ЭЖЕ-нiң мақсаты мен мiндеттерi
2. Электржелiлiк ережелер электр желiсiнiң техникалық талаптары мен жұмыс шарттарын айқындайды, сондай-ақ оның әртүрлi қатысушылары арасында айқын да ашық қатынастарды белгiлейдi және келесi мәселелердi реттейдi:
1) электр желiлерi мен тұтастай Қазақстан БЭЖ-нiң дамуын жоспарлау;
2) электр желiлерiне тең құқықпен кiрiгу шарттары;
3) Қазақстан БЭЖ-нiң жұмысын басқару;
4) электр энергиясының коммерциялық есепке алынуын ұйымдастыру;
5) тарқату желiсiнiң қызмет көрсетулерi;
6) кестелердi жасау және Қазақстан БЭЖ-нiң жұмыс сенiмдiлiгiн бағалау;
7) техникалық диспетчерлеу жөнінде қызмет көрсету.
Ескерту: 2-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
3. Электржелiлiк Ережелер электр желiлерiн сан алуан қолданушылары арасындағы қарым-қатынастарды реттейдi, сондықтан олар байланыстырғыш құжат болып табылады. Мұнда олардың мазмұнында электржелiлiк компаниялардың ішкi қызметiн реттейтiн қағидаттар болмайды.
4. Осы Электржелiлiк ережелердi орындайтын негiзгi субъектiлер мыналар:
1) Қазақстан БЭЖ-нiң техникалық операторы;
2) электржелiлiк компаниялар;
3) нарықтық оператор;
4) энергия өндiрушi ұйымдар;
5) электр энергиясын тұтынушылар;
6) энергиямен қамтамасыз ететiн ұйымдар;
7) сауда-делдалдық компаниялар.
$3. Болжанбаған мән-жайлар
5. ЖО мен тиiсiнше электржелiлiк компаниялар ЭЖЕ-нiң мәлiметтерiнде ескерiлмеген мән-жайлар туындаған сәтте (аймақаралық деңгейдегi электржеткiзу желiлерiне байланысты мәселелер ЖО-ға жатады; электржеткiзудiң таратушы желiлерiмен байланысты мәселелер ӨЭК-ға жатқызылады), жағдайға байланысты мүмкiндi іс-әрекеттер бойынша келiсiмге қол жеткiзу үшiн барлық тартылған тараптармен тез арада кеңесуi немесе Қазақстан Республикасының iс-қимылдағы заңнамасына сәйкес шаралар қабылдауы тиiс.
Егер ЖО немесе электржелiлiк компания және басқа тараптар арасындағы келiсiмге қол жеткiзiлмесе, онда ЖО не электржелiлiк компания ұтымды операторлар ретiнде қимыл жасай отырып, туындаған болжамда жоқ жағдаяттарды жою үшiн қажеттi шараларды айқындауы тиiс және тараптар мен өкiлеттi органға өз шешiмi және оны қабылдау жайындағы дәлелдер туралы хабарлауы тиiс.
ЖО немесе электржелiлiк компания осындай шешiм қабылдаған барлық жағдайларда ол бар мүмкiндiгiнше осы мәселелер жөнiнде тараптар пiкiрiн ескеруi тиiс.
6. Шешiмдi орындаған кезде әрбiр тарап ЖО немесе электржелiлiк компанияның барлық тапсырмаларына мойынсынуы тиiс, олар белгiлi бiр тарап энергоқондырғысыньң сенiмдi жұмысын бұзбауы керек. ЖО немесе электржелiлiк компания болжанбаған мән-жайлардың барлық кездерi мен қабылданған шешiмдер туралы тез арада хабарлауы тиiс.
$4. Дау-дамайлық мәселелер
7. Осы Ережелердi қолданған кезде туындаған дау-дамайлар Қазақстан Республикасының iс-қимылдағы заңнамасына сәйкес шешiлуi тиiс.
$5. Қазақстан электр энергетикасының секторы
8. Қазақстан электр энергетикасы әртүрлi мақсаттағы энергия өндiрушi ұйымдардан, электржелiлiк компаниялардан, энергиямен қамтамасыз ететiн ұйымдардан, электр энергиясын көтерме тұтынушылардан, Техникалық және Нарықтық операторлардан, электр энергетикасын мемлекеттiк басқару мiндетiн атқаратын өкiлеттi органнан тұрады.
9. Электр энергетикасы саласында мемлекеттік басқару:
1) лицензиялауға;
2) тарифтерді (бағаларды, алым ставкаларын) мемлекеттік реттеуге;
3) электр энергетикасы объектілерін монополиядан ажырату мен жекешелендіруге;
4) электр энергиясын өндіру, жеткізу, техникалық диспетчерлендіру және тұтыну сенімділігіне, қауіпсіздігі мен тиімділігіне мемлекеттік қадағалауға;
5) Қазақстан Республикасының нормативтік құқықтық актілерін, электр энергиясын өндіру, жеткізу, техникалық диспетчерлендіру аясында қызмет пен қарым-қатынастарды реттеудің техникалық әрі технологиялық талаптарын мазмұндайтын нормативтік техникалық құжаттарды, сондай-ақ электр жеткізу желілерін, электр және энергия қондырғыларын салу мен пайдалану сенімділігін, тиімділігі мен қауіпсіздігін қамтамасыз етуші нормаларды әзірлеу мен бекітуге сайып келеді.
Ескерту: 9-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
10. Электр энергетикасында нарықтық қарым-қатынастар әрбір нақты уақыт мезгілінде қолданыстағы Қазақстан Республикасының нормативтік құқықтық актілеріне сәйкес жүзеге асырылады.
Электр энергиясы рыногы келесі қатарлас және өзара толықтырушы рыноктардан тұрады:
1) тараптар келісімімен белгіленген бағалар мен жеткеру талаптары бойынша нарыққа қатысушылар жасасқан электр энергиясын сатып алу-сату шарттарының негізінде атқарымданатын электр энергиясын бейорталықтық сатып алу-сату нарығы;
2) өзі электр энергиясын қысқамерзімдік (спот сауда-саттығы), орташамерзімдік (апта, ай) және ұзақмерзімдік (тоқсан, жыл) негізде сатып алу- сату үшін ұйымдастырылған сауда алаңын көрсететін электр энергиясын орталықтан саудалау нарығы;
3) Қазақстан Республикасының электроэнергетикалық жүйесінде жүйелік оператордың электр энергиясын өндіру-тұтынудың тәуліктік кестесінде бекіткен электр энергиясын өндіру-тұтынудың нақтылы және уағдаласқан шамалары арасында жұмыс тәулігінде туындаған сағат сайынғы теңгерімсіздіктерді табиғи және ары қарай қаржылай реттеу мақсатында атқарымданатын шынайы уақыт түзіміндегі теңгермелі нарығы;
4) электр энергиясының көтерме сауда рыногынан сатып алу және де жүйелік оператордың электр энергиясы көтерме сауда рыногының субъектілеріне мемлекеттік стандарттар белгілеген Қазақстан Республикасының электр энергетикалық жүйесінің жұмыс сенімділігі мен электр энергиясы сапасын қамтамасыз ету үшін тиісті қызметтер көрсету негізінде атқарымданатын жүйелік және қосалқы қызметтер нарығы.
Ескерту: 10-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
11. ЭОСРО мына функцияларды орындайды:
1) спот-сауда-саттықтарының ұйымдастырылуы мен өткізілуін жүзеге асырады;
2) электр энергиясын орташа мерзімдік (апта, ай) және ұзақмерзімдік (тоқсан, жыл) мезгілдеріне орталықтандырылған сауданы ұйымдастыру мен өткізуді жүзеге асырады;
3) электр энергиясы көтерме сауда рыногы субъектілерінің электр энергияның орталықтандырылған сауда нарығына жетуге тең жағдайларды қамтамасыз етеді;
4) электр энергиясы көтерме сауда нарығы субъектілерінің электр энергияның орталықтандырылған ережелері белгілеген талаптарына сәйкестігін айқындайды;
5) электр энергиясының орталықтандырылған сауда-саттықтарында электр энергияны сатып алу-сату жөнінде жасасылған мәмілелерді реттеу мен есепке алуды жүзеге асырады;
6) электр энергиясы көтерме сауда нарығы субъектілерін өз құзырет шеңберінде орталықтандырылған сауда-саттықтарда қалыптасқандай электр энергияға арналған көрсеткіштік бағалар бойынша ақпаратпен қамтамасыз етеді.
Ескерту: 11-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
12. ҚР БЭЖ-нің Жүйелік операторы келесі функцияларды атқарады:
1) электр энергиясын ұлттық электр торабы бойынша шартқа сәйкес жүйелік қызметтер көрсетеді, оның техникалық қызметтелуін және пайдалану әзірлігінде ұстап тұрылуын қамтамасыз етеді;
2) Қазақстан Республикасының біртұтас электроэнергетикалық жүйесінің жұмыс режимдерін орталықтандырылған жедел-диспетчерлік басқарылуын шартқа сәйкес жүзеге асыра, нақты теңгерімдердің жасалуын және электр энергиясын өндіру-тұтынудың тәуліктік кестесінің түзілуін қоса отырып техникалық диспетчерлендіру жөніндегі жүйелік қызметтер көрсетеді;
3) Қазақстан Республикасы біртұтас электроэнергетикалық жүйесінің жұмыс сенімділігін қамтамасыз етеді;
4) электр қуатын реттеу жөнінде жүйелік қызметтер көрсетеді;
5) электр энергиясының теңгерімдерін табиғи реттеу жөнінде жүйелік қызметтер көрсетеді;
6) Қазақстан Республикасының заңнамасымен белгіленген тәртіппен электр энергиясы теңгерімсіздіктеріне ары қарай қаржылық реттеуді жүзеге
7) энергия өндіруші ұйымдар арасында қуат резервтерінің көлемін, құрылымын, таратылуын және Қазақстан Республикасының біртұтас электроэнергетикалық жүйесінде қуат резервтерінің іске қосылуын айқындайды;
8) нақты уақыт режимінде және жүйелік пен қосалқы қызмет көрсету рыногында электр энергиясының теңгерімдік рыногының атқарымдануын ұйымдастыруды жүзеге асырады;
9) қатарлас жұмыс режимдерінің орнықтылығын басқару және қамтамасыз ету жөнінде іргелес мемлекеттердің энергожүйелерімен өзара іс- қимыл жасайды;
10) электр энергиясының көтерме сауда нарығындағы барлық субъектілердің біртұтас ақпараттық жүйесін, электр энергиясының автоматтандырылған коммерциялық есеп жүйесін, реле қорғанышы мен аварияға қарсы автоматиканың түйіндес құрылғыларын құру жөнінде техникалық және әдістемелік басшылықты жүзеге асырады;
11) электр энергиясы көтерме сауда нарығы субъектілерінің ұлттық электр торапқа жетуі үшін теңдей жағдайларды қамтамасыз етеді;
12) Қазақстан Республикасының электр энергиясы көтерме сауда нарығына қатысушыларды коммерциялық және өзге де заңмен қорғалатын құпияны құрайтын мәліметтерді қозғамайтын ақпаратпен қамтамасыз етеді;
13) электр станциялардың, қосалқы станциялардың негізгі жабдықтарын, электр жеткізу желілерін, реле қорғанышы және аварияға қарсы автоматика құрылғыларын, технологиялық басқару жүйелерін жөндеуге шығарылуын және олардың жұмысқа әзірлігін қамтамасыз етілуін мақұлдастырады;
14) гидроэлектр станцияларының жұмыс режимдерін олардың су- шаруашылық теңгерімдерін ескере отырып және Қазақстан Республикасы біртұтас электр энергетикалық жүйесінің жұмыс режимдерін әзірлеуге атсалысады;
15) электр энергиясының теңгерімдерін ұзақ мерзімдік болжануын әзірлеуді жүзеге асырады.
Ескерту: 12-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N 12-1. Қазақстан Республикасы біртұтас электр энергетикалық жүйесінің орталықтандырылған жедел-диспетчерлік басқармасы:
1) электр энергиясын сатып алу-сату, жеткізу, электр қуатын реттеу, электр энергиясын өндіру-тұтынуды теңгерімдеу шарттарын іске асырушы Қазақстан Республикасының біртұтас электроэнергетикалық жүйесінде электр энергиясын өндіру, жеткізу және тұтыну режимдерін басқаруға;
2) электр энергиясының мемлекетаралық ағындарының режимдерін басқаруға;
3) Қазақстан Республикасының біртұтас электр энергетикалық жүйесінде технологиялық бұзылыстарды болдырмауды, оқшауландыруды және жоюды қамтамасыз етуге;
4) Қазақстан Республикасының біртұтас электр энергетикалық жүйесінде қуат резервтерін жедел басқаруға;
5) Қазақстан Республикасы біртұтас электр энергетикалық жүйесінің сенімді де орнықты жұмысын қамтамасыз етуші реле қорғанышы, аварияға қарсы және режимдік автоматика жүйелерінің құрылымын, қағидаларын, жайғастырылу орындарын, көлемдері мен тағайыншамаларын айқындауға;
6) Қазақстан Республикасының біртұтас электр энергетикалық жүйесінде электр энергиясын өндіру-тұтынудың тәулік кестелерін түзілдіру мен бекітуге;
7) электр энергиясының көтерме сауда рыногында электр энергиясын өндіру-тұтынудың нақты теңгерімдерін жасауға сайып келеді.
Ескерту: 12-1-тармақпен толықтырылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
13. Энергия өндiретiн ұйымдар (ЭӨҰ) мына электр стансаларына бөлiнедi:
1) ұлттық мәндегi;
2) өнеркәсiптiк мақсаттағы;
3) жылумен қамтамасыз ететiн кәсiпорындар электр стансаларының аумақтарымен бiрiгу.
Ұлттық мәндегi электр стансаларға үлкен қуатты конденсациялық электр стансалары мен Қазақстан БЭЖ-нiң жүктеме кестесiн реттеу үшiн қолданылатын гидроэлектр стансалары жатқызылады.
Өнеркәсiптiк мақсаттағы электр стансаларына өнеркәсiптiк кешенге тиесiлi электр стансалары жатқызылады.
Аумақтармен бiрiктiрiлген электр стансалар - энергиясы бөлшек сауда рыногында басым түрде жүзеге асырылатын аймақтық электржелiлiк компаниялардың желiлерiне қосылған электр стансалары.
14. Тарату электржелiлiк компаниялары (ТЭК) Қазақстанның жекелеген аймақтарының iшiнде электр энергиясын жеткiзуді жүргiзедi және Ұлттық энергожеткiзу ұйымның қосалқы стансаларына тiкелей қосылған. ТЭК электр энергиямен тұрғындарды, өнеркәсiп тұтынушыларын, ауыл шаруашылығы мен басқа да тұтынушыларды жабдықтайды.
15. Құрылыс-құрастыру ұйымдары және мамандандырылған жөндеу кәсiпорындары энергетика объектiлерi мен жекелеген қондырғыларды салу, құрастыру және баптау қызметтерiн, сондай-ақ электр энергетикалық рыноктың субъектiлерiн арнайы жөндеу жөнiндегi қызметтер көрсетедi.
16. Салада сондай-ақ мамандандырылған ғылыми-зерттеу және жобалау- iздестiру институттары жұмыс iстейдi. Олар өндiру және тұтынушыларды энергиямен қамтамасыз ету үшiн жаңа тиiмдi энергия үнемдегiш әрі экологиялық таза технологияларды ендiру мәселелерiн шешуге мiндеттi.
$6. Электр энергетикасындағы нарықтық қатынастар
17. Қазақстанның электр энергетикасына нарықтық қатынастарды енгiзу және жетiлдiрудiң негiзгi мақсаттары мыналар:
1) электр энергетикасы аясында экономикалық қатынастарды ырықтандыру;
2) электр энергиясы рыногына электр энергиясын сатушылар мен сатып алушылар еркiн де теңдей қол жеткiзудi қамтамасыз ету;
3) электр энергиясын сатушылар арасында бәсекелестiк ортаны түзiлдiру. Төлемдiк тәртiптi арттыру;
4) Қазақстанның БЭЖ-нiң атқарымдылық сенiмдiлiгiн рынок субъектiлерiнiң өзара жауапкершiлiгi, электр желiсi жұмысының оңтайлы түзiмдерiн жасау, қайсыбiр өндiрушi компанияның кенеттен қуатты азайтқан немесе жеткiзушi желiнiң қайсыбiр телiмiнiң кенеттен ажырауы кезiнде электр энергиясын тұтынудағы үзiлiстердiң алдын алу үшiн қуаттар резервiн жасақтау негiзiнде арттыру.
18. Электр энергетикасында нарықтық қатынастар әрбiр нақты уақыт мезгiлiнде iс-әрекет жасайтын Қазақстан Республикасының нормативтiк- құқықтық актiлерiне сәйкес жүзеге асырылады және келесi негiзгi нарықтық операциялармен тұлғаланады:
1) активтi (белсендi) электр энергиясын сатушылардың сатып алушылармен шарттық құпиялы бағалары бойынша тез аралық (форвардтық)
екiжақты шарттармен сатып алу-сату;
2) активтi электр энергиясын "бiр күн бұрын" және "бiр сағат бұрын"
түзiмдерiнде қолма-қол қуатпен ашық конкурстық саудада Нарықтық оператор атқаратын орталықтандырылған сатып алу-сату;
3) шынайы уақыт қарқынында электр энергиясы бұзылуларының алдын алу мақсатында активтiк электр энергиясының резервтерiмен орталықтандырылған сауда;
4) қуаттардың апаттық ажыратылу жағдаяттарында тұтынушыларды электр энергияның нормативтiк сапасымен үздiксiз электрмен жабдықтауды қолдау үшiн активтiк қуатпен және электр энергиясы резервтерiмен
5) жекелеген энергия өндiрушi ұйымдардың электр қуатын өндiруге тәулiктiк кестелерін және жекелеген тұтынушылардың тұтыну кестелерiн реттеу мақсатында реттеушi қуатпен орталықтандырылған сауда;
6) Техникалық оператор қызметтерiнiң келесi түрлерiн сату:
Қазақстан электр энергетикасы Бiртұтас жүйесi рыногындағы субъектiлердiң қосарлы жұмысын ұйымдастыру бойынша электр қуатын жеткiзудi басқару;
реттеушi орган тағайындаған монополдық тарифтер бойынша барлық энергия өндiрушi ұйымдар мен импортталатын электр энергиясы тұтынушылардың түзiмдерiн диспетчерлендiру;
7) Нарықтық оператор мен Техникалық оператордың қосалқы және қосымша қызметтердi көрсетуi (Қазақстан БЭЖ-нiң энерготүйiндерiнде сапалы кернеудi қамтамасыз ету мақсатында реактивтiк қуатты сатып алу-сату, жеткiзушi электр желiнiң өткiзу қабiлетiн сату және басқалар).
19. Электр энергетикасындағы нарықтық қатынастар субъектiлерi болып мыналар табылады:
1) электр қуатын және энергияны сатушылар - энергия өндiрушi ұйымдар (ЭӨҰ):
электр стансалары;
электр энергиясы рыногында сату үшiн құрамында артық электр қуаты мен электр энергиясына ие электр стансалары бар өнеркәсiптiк кешендердi иеленген заңды тұлғалар;
шектесушi мемлекеттердiң энергожүйелерi;
2) көтермелi сатып алушылар-қайта сатушылар:
сауда-делдалдық компаниялар (көтерме сатып алушылар-қайта сатушылар);
энергиямен қамтамасыз ететiн ұйымдар;
электржелiлiк компаниялар;
3) көтермелi сатып алушылар-электр энергиясын тұтынушылар:
тiкелей (құқық өкiлеттi) көтерме тұтынушылар;
Қазақстанның БЭЖ-нен электр энергиясы импортын iске асыратын іргелес мемлекеттердiң энергожүйелерi;
4) энергия жеткiзушi ұйымдар:
110-1150 кВ-тық энергетикалық жүйелердi басқаратын ұлттық энергожеткiзушi ұйым электр энергиясын жеткiзу лицензиясына сәйкес электр энергиясын көтерме сатушылардан көтерме сатып алушыларға жеткiзу арқылы ЖО-дың атқарымын орындайды және жүктеменi үлестiру жөнiнде қызмет көрсетедi.
Аймақтық энергожеткiзушi ұйымдар (ӨЭК) электр энергиясын жеткiзу лицензиясына сәйкес әрекет жасайды және келесi атқарымдарды орындайды:
электр энергиясын қосалқы стансадан Ұлттық энергожеткiзу ұйымына жеткiзу, сондай-ақ электр энергиясын белгiлi бiр қызметтеу аймақтарында орналасқан аймақтық электр стансаларынан аймақтық энергожабдықтау ұйымдарына тиесiлi қосалқы стансалар немесе аймақтық энергожеткiзу ұйымдарына қосылған тiкелей тұтынушылардың трансформаторлық қондырғыларына жеткiзу;
белгiлi бiр қызметтеу аймақтарында орын тепкен электр энергиясын аймақтық электр стансалардың ұштамаларынан Ұлттық энергожеткiзу ұйымның қосалқы стансаларына жеткiзу.
20. Электр энергиясы мен қуаты рыногының атқарымдануын жүзеге асыратын ЭКС ұйымдастырушылары:
Нарықтық оператор.
Техникалық оператор.
Электр қуатының резервтер Пулы.
2-БӨЛІМ. Энергетикалық жүйенiң дамуы 2-Тарау. ЭНЕРГЕТИКАЛЫҚ ЖYЙЕНI ДАМЫТУ
21. Осы Энергетикалық жүйенi дамыту бөлiмi электр желiсiн жоспарлау және дамыту кезiнде барлық деңгейдегi (ұлттық, аймақтық және жергiлiктi)
электржелiлiк компаниялар қолдануы үшiн техникалық және сындарлы өлшемдер мен шараларды белгiлейдi. Электр желiсiн пайдаланушылар өздерiнiң меншiктiк жүйелерiн жоспарлау және дамыту кезiнде оны қабылдауға тиiс. Энергетикалық жүйенi дамыту бөлiмi өндiрiстiң индикативтiк даму жоспарын (ӨИДЖ)
жасақтаған кезде олардың ЖО-ны қолдануы үшiн техникалық және сындарлы өлшемдер мен шараларды белгілейдi.
22. Осы бөлiм ЖО-ның, электржелiлiк компаниялардың, пайдаланушылар мен НО-ның өзара қарым-қатынастары мен мiндеттерiн айқындайды. Пайдаланушылар құрамына кернеуi 110кВ желiге қосылған ЭӨҰ-н қоса отырып ЭӨҰ тұтынушылар және қажет жағдайда электржелiлiк компаниялар кiредi.
23. Электр энергетикасының даму келешегі, соның iшiнде электр желiлерiн дамытуды ұзақ мерзімдік жоспарлау өндіруші қуаттар және электр желілерiнiң дамуы мен қолданылуының ұлттың саясатына сәйкес болуы тиiс.
24. ЭЖДЕ іс-қимылдағы желiлердiң жаңғырту көлемiнде электр жүктемелерi өсуiнен озу мен жаңа өндірушi қуаттарды салу, энергожүйенiң ішiнде, сонымен қатар шектесушi (көршiлес) энергожүйелермен электр энергиясы ағындарының мүмкiндi оңтайлы шамаларын анықтауға және солардың негiзiнде іс-қимылдағылардың өткiзу қабiлетiн арттыру мен аймақаралық, аймақтық және жергілiкті деңгейдегі жаңа электр желiлерiн салу жөнiнде керектi шараларды жоспарлауға мүмкiндiк бередi.
25. ЭЖДЕ-н даярлау барысында келесi шаралар жүзеге асырылады:
1) желiнiң ағымдағы ахуалын және даму келешегін, сондай-ақ электр желiсiнiң сенiмдiлiгi мен орнықтылығына әсер етуiн ескере отырып, мүмкiндiлi жүктемелер бойынша ұсыныстарды қарастыру үшiн электржелiлiк компаниялар мен пайдаланушылар арасында ақпарат талқылау мен алмасуды жүргiзу;
2) ЖО мен НО-ның жүйенiң ағымдық жұмысы туралы ақпаратын ескере келешек дамуды талқылау үшiн модель (құрылым) берiледi;
3) желiнiң даму жоспарларын жасақтау және жасақтауға көмек көрсету үшiн, сондай-ақ электр желiнiң үнемдi, сенімдi және қауiпсiз жұмысын жоспарлау мен дамыту үшiн электржелiлiк компанияларына ақпарат берiлуiн қамтамасыз етiледi;
4) электр желiсiн басқа субъектiлердiң қолдануына ықпал ету жүзеге асырылады және электрмен жабдықтаудың стандарттары мен шарттары тағайындалады;
5) Ақпараттық ағындарды, солардың ішiнде жүйелiк жоспарлау туралы, электржелiлiк компаниялар мен пайдаланушылар арасындағы мәлiметтердi анықтау, сондай-ақ оларды пайдалану үшiн стандарттар айқындалады;
6) жалғаным мүмкiндiктерiн, сондай-ақ олардың электр желiсiмен сыйысымды болатындай жүйелерiн жоспарлау мен дамытуды бағалау үшiн қажеттi ақпарат пайдаланушыға ұсынылады;
7) электр желiсiн жоспарлау және дамыту кезiнде электржелiлiк компаниялар қолдану үшiн стандарттары анықталады.
26. Электржелiлiк компаниялар осындай ақпаратты ұсынады немесе тиiстi ұсыныстарды пайдаланушыларға бередi. Қосарлануды болдырмас үшiн, егер өзгелер осы Ережелерде ескерiлмесе, электржелiлiк компаниялар қосылуға сұраным берген кезде немесе өзге уақытта пайдаланушының талабы бойынша қажеттi ақпаратты ұсынады яки ұсыныстарды табыс етедi.
27. Осы тараудың талаптары келесi ұйымдарға таралады:
1) ЖО;
2) Электр желiсiн қолданатын ЭӨҰ;
3) Электржелiлiк компаниялар;
4) Тиiстi электржелiлiк компанияларға тiкелей қосылатын жүктеме тұтынушылары;
5) НО;
6) "электр желiлерiне кiру" шартына (қосылу шарты) қол қойған, 1) және
3)-тармақшаларында көрсетiлмеген тұлғалар.
$1. Электр желiсiн жоспарлау
28. Барлық деңгейдегі электр желiлерiне қойылатын талап - қалыпты және апаттық түзiмдерде тұтынушылардың сенiмдi электржабдықталуы мен кернеудiң ұйғарынды кернеулерiн қамтамасыз ету.
Энергожүйенi жоспарлау мен дамыту (энергоөндiрушiлердi және электр желiлерiн дамыту), қосылу тәсiмдерiн жасақтау кезiнде және электр желiсiн дамыту жоспарында ЖО электр желiсiн жоспарлау мен жасақтау кезiнде қолданылатын тиiстi нормативтiк-техникалық құжаттарды пайдаланады. Осы құжаттардың көшiрмелерi ЖО-дан не өзге көздерден сұратып алынады.
29. Электр желiлерiнiң шамалар кернеуiн таңдау нормативтiк құжаттар тағайындаған талаптарға сәйкес жүзеге асырылады.
30. Электр желiсiн жоспарлау және жасақтау сенiмдiлiк пен сапа жөнiндегi нормативтiк құжаттарда баяндалған "N-1" өлшемiне сәйкес іске асырылады. Жекелеген жағдайларда "N-2" өлшемi қолданылуы тиiс.
"N-1" өлшемi көп элементтi топтың кез келген iрi элементi ажыратылған жағдайда жүйе өндiрiстiк және жүктеме жөнiндегi талаптарға сәйкес қалпына келуге қабiлеттi болуға тиiс екендiгін бiлдiредi.
"N-2" өлшемi көп элементтік топтың екi элементi істен шыққан кезде жүйе өндiрiстiк және жүктеме жөнiндегі талаптарға сәйкес қалпына келуге қабiлетті болуға тиiс екендiгін бiлдiредi.
31. ЖО-дың жоспарлау өлшемдерiн жасақтаған кезiндегі жүйе сенiмдiлiгiн қамтамасыз ету жөнiндегi шаралары мынаны ескеруi тиiс:
1) бiрде бiр шарттарда ҚР БЭЖ-нiң жұмысынан кернеуi 500кВ не 1150кВ қос тiзбектi ЭЖЖ-нiң немесе кез келген басқа элементтiң (ЭЖЖ, трансформатор, энергоқондырғы, кабель және т.с.с.) түсiп қалуы көршiлес телiмдердiң жұмысына шектеулер енгiзбейдi, соның арқасында жүктеменiң үлкен жоғалтуына әкеп соқпайды;
2) осы тармақтың 1)- тармақшасында көрсетiлген шарт кезiнде бiр элементтiң түсiп қалуы нәтижесiнде энергожеткiзу жүйесiнiң жұмысын тоқтату қажет болмайды. Алайда, тағы да сенiмдiлiк пен тұрақтылық жөнiндегi талаптарға сәйкес болуы үшiн жүйенiң кескiнiн қайта құру немесе өзгерту қажет. Жүйелiк кiрiсу кезiнде кез келген басқа элементтің түсiп қалуы жүйенiң жұмыс үздiксiздiгiне және тұтынушылардың энергожабдығына қауiп төндiруi мүмкiн;
3) салмақтырақ тоқтатулар үшiн қос тiзбектi ЭЖЖ-мен (қос тiзбегiлерден басқа 500кВ-тық немесе 1150кВ-тық ЭЖЖ) екi тәсiмнiң жұмыстан бiр мезгiлде түсiп қалуы немесе шиналар сенiмдi жұмыспен қамтамасыз етудiң әртүрлi құралдары болуы мүмкiн. Осындай құралдарды таңдау техникалық және экономикалық жәйттерге салыстыра талдау жүргiзу нәтижелерiне тәуелдi, олар осы оқиға үлгiсiнiң ықтималдығы;
осы оқиғаның салдарлары;
кез келген өзгерiссiз шешiмдi орындау шығындары;
кез келген оқиғаның таралуын алдын алу жөнiндегi қорғаныс шараларының құны.
32. Өңірлік электр желiлерiнiң жоспарлы дамуына жауапты тиiстi электржелiлiк компаниялар болып табылады.
Ескерту: 32-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N $2. Жеткiзушi электржелiсiн дамыту жоспары
33. Жеткiзушi электр желiсiн дамыту жоспары (ҰЭТДЖ) электр желiсiне қатысты нақтылы және болжамдық өзгерiстердi, күшейтудi, қосымшалар немесе алып тастауларды сипаттайтын қуат болып табылады. Осы құжатта келешекте жаңа қосындыларды атқару мүмкіндіктері, электр желiсіндегі жаңа жалғанымдар мен электр энергияның келешек ағындарын жеткiзу үшiн өте-мөте ыңғайлы телiмдер көрсетiлуi тиiс. Бұл жоспар бәсекелестiкке және электр желiсiнiң дамуына ықпал жасауы керек.
ҰЭТДЖ жүйеаралық және аймақаралық желiлердiң электр стансаларын, электржеткiзу желiлерiн және қосалқы стансаларын пайдалануға іске қосу үшiн негізгі құжат болып табылады.
34. ҰЭТДЖ БЕЖ-нiң жұмыс сенiмдiлiгi және тұтынушыларды қажеттi мөлшер мен талап етiлген сапада электр энергиясымен жабдықтауды қамтамасыз ететiн электр стансаларын, электр желiлерi мен оларды пайдалану құралдарының дамуын айқындайтын шешiмдердiң техника-экономикалық негіздемесi және ғылым мен техниканың ең жаңа жетiстiктерiн ескере отырып жасақтайды.
35. ҰЭТДЖ-да қабылданған шешiмдер энергетикалық объектiлердi ары қарай жобалау үшiн, сондай-ақ электр стансаларын, қосалқы стансаларды және электр жеткiзу желiлерiн салуға жер телiмдерiн резервте сақтау үшiн бастапқы материал болып табылады.
36. ЖО жыл сайын 3 жылға жан-жақты жеткiзушi электр желiсiн дамыту жоспарын (ҰЭТДЖ) жасақтайды. ЭЖДЖ Өндiрiстiң Индикативтiк даму жоспарына (ӨИДЖ) сәйкес болуы керек. Ол ҰЭТДЖ жарияланған сәттен бастап екi не үш ай ішiнде даярлануы тиiс. ҰЭТДЖ оның алуан қатысушылары қақында ӨИДЖ-де көрсетiлген барлық талаптарын ескеруi және осы талаптар қалай ескерiлетiнiн не жоспарда қалай көрсетiлетiнiн сыйпаттауы қажет.
ҰЭТДЖ ЖО қолданатын жоспарлау жөнiндегi нормативтiк құжаттарға сәйкес болуы тиiс, мұнда ақпаратты қажетсiз қосарлау мен ақталмайтын шығындарды ұлғайтудан қашқан жөн.
Ескерту: 36-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
37. Төменде ағымдық және болжамдық мәлiметтерге негiзделген ҰЭТДЖ мазмұнының негізгі тармақтары мыналар болып табылады:
1) тiзбелердiң өткiзгіш қабiлетi;
2) ағын тарату;
3) электржабдықтау нүктелерiндегі жүктеме;
4) электр торабы үшiн қысқа тұйықталу токтарының шектi мәндерi;
5) электр энергиясын жеткiзу кезiндегі жоғалтулар;
6) жүйелiк мүмкiндiктер - аймақтық;
7) жалғаным мүмкiндiгі туралы түсiндiрмелер;
8) жүйенiң жоспарлық күшеюi және/немесе топологияның өзгеруi;
9) электр желiсiнiң кескiнi.
38. ЖО ҰЭТДЖ-н барлық қатысушы тараптар үшiн мөлдiр өлшемдердi қолдана отырып жасақтайды. Жоспарда оны дайындау үшiн қолдаланылған барлық шаралардың сыйпаттамасы болуы тиiс. Онда ең кемiнде жүйенi талдау үшiн қолданылатын базалық жағдайлар туралы ақпарат, талдауды жүргізу шаралары, оның нәтижелерi және т.б. мазмұндалуы қажет.
39. Егер, қайсыбiр пайдаланушының пiкiрi бойынша ҰЭТДЖ-да оның нақты қажеттiлiктерi туралы жеткiлiктi түрдегi егжей-тегжейлi ақпарат болмаса, онда бұл пайдаланушы іс-қимылдағы заңнамаға сәйкес ЖО-дан қосымша ақпаратты сұрата алады.
40. ҰЭТДЖ-ның түпкілікті нұсқасы өкілетті органға жіберіледі.
41. ҰЭТДЖ-нің ақырғы нұсқасы бекітіледі де белгіленген тәртіппен жарияланады.
42. ӨИДЖ және ҰЭТДЖ-н дайындау үшін әрбір пайдаланушы ЖО-ға осы Ережелерде көрсетілген стандарттық және егжей-тегжейлі жоспарлық мәліметтерді береді. Бұл мәліметтер жыл сайын белгіленген мерзімде беріледі және жуықтағы 10 жылдың әрбір жылын қамтиды. Егер берілетін мәліметтер өзгермесе, пайдаланушы қайталап бергеннің орнына бұл туралы жазбаша хабарлай алады.
Жалғанымға сұранымның орындалуына ықпал ету үшін әрбір пайдаланушы ЖО-ға жалғанымға сұраныммен бірге 43-49-тармақтарына сай стандарттық мәліметтерді және алдын ала болжамдық мәліметтерді береді.
Сұраным қабылданған күннен екі ай өткеннен соң 50-52-тармақтарына сәйкес жан-жақты мәліметтер берілуі тиіс.
43. Пайдаланушының толық жүктемесі және активті энергия жөніндегі мәліметтер.
Электр желісіне тікелей қосыла отырып, электр стансаларының өзіндік мұқтаж шамасы туралы мәліметтерді әрбір ЭӨҰ-і 51-тармаққа сай береді.
Барлық пайдаланушылар ЖО-ға энерготұтыну (активті және реактивті қуатты) және олардың жүйесінің жұмысына қажетті (барлық жалғаным нүктелерін кіргізе) активтік энергия мөлшері туралы мәліметтерді береді.
Энерготұтынудағы өз қажеттіліктерін және активтік энергиядағы болжамдық қажеттіліктерін анықтаған кезде әрбір пайдаланушы энерготұтынудың басқа пайдаланушылармен қосарлануынан қашуы тиіс.
44. Келесі шамаларды анықтау үшін энергияның болжамдық тұтынуы (активті қуаты) және жалғанымның әрбір нүктесіндегі қуат коэффициенті туралы мәліметтер керек:
1) БЭЖ-нің жұмысына елеулі әсер ете алатын жалғаным нүктесіндегі энергияны (активті қуатты) барынша көп тұтыну;
2) шыңдамалық жүктеме кезінде ЖО белгілеген электр желісіндегі тұтыну;
3) ең төменгі жүктеме кезінде ЖО белгілеген электр желісіндегі тұтыну.
Жоғарыда көрсетілген электр энергиясын тұтыну туралы барлық болжамдар мәліметтері әрбір жалғаным нүктесіне жатқызылуы және келесі пішімге ие болуы тиіс:
1) электр желісіне шиналармен жалғанған, қалыпты жағдайда жекелеген секциялармен жұмыс істемейтін пайдаланушы жүйесінің электр энергиясын тұтыну туралы мәліметтер;
2) электр желісіне шиналармен жалғанған, жекелеген секциялармен жұмыс істейтін пайдаланушы жүйесінің электр энергиясын тұтыну туралы жекелеген мәліметтер.
Электр энергиясын болжамдық тұтыну туралы жоғарыда көрсетілген мәліметтер былайша беріледі:
барлық энергоқондырғылардың бейінін (кестесін) ескере отырып бөлекше;
орташаланған ауа райы жағдайлары негізінде.
ЖО-дың бір жыл ішіндегі әртүрлі уақыт аралығында әралуан жүктеменің (электр энергиясын тұтынудың) электр желісіне әсерін анықтау үшін әрбір пайдаланушы энергияны болжамдық тұтыну туралы қосымша мәліметтер береді. ЖО осындай қосымша мәліметтерді күнтізбелік жылда бір рет қана сұрату құқығына ие.
45. Энергияны тұтыну туралы жалпы мәліметтер.
ЖО келесі сипаттағы ақпаратты сұратуға құқылы:
1) сипаттамасы жүктемелердің стандарттық үлгілерінен елеулі ерекшеленетін әрбір жеке-дара жүктеме туралы егжей-тегжейлі мәліметтер;
2) энерготұтынудың (активтік және реактивтік қуаттың) шыңдамалық жүктемеде электр желісіндегі кернеу мен жиілік өзгерісіне тәуелділігі;
3) пайдаланушының жүктемесі желіске енгізген, фазалар бойынша кернеулердің орташа және максимальдық симметриясыздығы;
4) пайдаланушының жүктемесі желіске енгізген гармониктердің максималды мазмұны;
5) жалғаным нүктелерінде 1 Мегаваттан (МВт) астам энерготұтынуда өзгерістер туындататын барлық жүктемелер туралы жан-жақты мәліметтер.
46. Әрбір ЭЖҰ жыл сайын ЖО-ға әрбір жекелеген электр стансасы бойынша келесі ағымдық және болжамдық мәліметтер береді:
1) өндіруші жабдық мөлшері мен жабдық үлгісі;
2) атаулы (белгіленген) қуат, мегаватт;
3) қыспақтардағы атаулы кернеу (кВ);
4) атаулы қуат коэффициенті;
5) жыл айлары бойынша иелік қуат;
6) өндіруші жабдықтың технологиялық минимумы, мегаватт;
7) өндіруші жабдықтың технологиялық максимумы, мегаватт;
8) энергоқондырғының статор қыспақтарындағы генератордың жұмыс тәсімі;
9) әрбір электр стансасындағы көзделген жұмыс түзімі (базалық, орташа не шындық жүктеме немесе резервтік қондырғы) және энергоқондырғы үлгісі, атап айтқанда бу, газ, гидро турбинасы және т.б.;
10) электр желісіне тікелей жалғанған жекелеген энергоқондырғылар үшін активтік қуатты өндірудің болжамдық кестесі. Әрбір жалғаным, жұмыс күні ішіндегі энергияны қалыпты тұтыну нүктесінде, сондай-ақ жылдың әрбір айы үшін жалғаным нүктесінде шыңдамалық күндер үшін максималды және минималды энерготұтыну туралы мәліметтерді беру қажет;
11) энергоқондырғының сыртқы қоректендіру көзіне жалғанбай жұмыс істеу мүмкіндігі туралы егжей-тегжейлі ақпарат, сондай-ақ осы мүмкіндіктің кез келген өзгерістері туралы ақпарат.
47. Әрбір өндіруші бойынша келесі мәліметтерді беру қажет:
1) әрбір генератордың атаулы қуаты, МVаr және мегаватт, бойлық ось бойынша ауыспалы кедергі, қысқа тұйықтамалы ротор, тұрақты инерция;
2) арттырушы трансформатордың атаулы қуаты, МВА (мегавольт- ампер) және тікелей дәйектемедегі реактивтік кедергі (макс/мин тармақтанудағы);
3) қоздырғыштың (айналмалы не тұрақты) үлгісі және санаты туралы жан-жақты мәліметтер.
48. Электр желісіне жалғаным нүктесі арқылы тікелей жалғанатын әрбір пайдаланушы жыл сайын ЖО-ға жалғаным телімінде өз жүйесі туралы келесі мәліметтерді беруге міндетті:
1) пайдаланушы жүйесінің жайғастыру тәсімі, бірсызықтық тәсім, оған мыналар кіреді:
шиналардың орналасуы;
электр тәсімінің құрастырмасы (әуелік ЭЖЖ, жерасты кабелі, трансформаторлар және т.б.);
фазалар тәсімі;
жерлендіру тәсімі;
ауыстырып қосқыш құрылғылар;
жұмыс кернеуі;
құрылғылардың нөмірлері және номенклатура;
2) әрбір пайдаланушы өзінің бастапқы кернеу жүйесінің қалыпты жиілік кезіндегі баламалы ортақ өткізгіштігі туралы мәліметтерді табыс етеді. Бұған әдетте бөлек жұмыс істемейтін кабельдерге жалғанған шунттық реакторлар кіреді;
3) реактивті қуатты қарымталау қондырғылары:
Қарымта үлгісі (тіркелген не айнымалы);
Сыйымдылы және/немесе индуктивтік атаулы мән не жұмыс түзімі, Мvаr;
Жұмыс сипаттамаларын анықтау үшін кез келген автоматтандырылған басқарым туралы егжей-тегжейлі ақпарат;
Пайдаланушы жүйесіне жалғану нүктесі - электрлік жайғасу және желілік кернеу;
4) Электр желісіне қысқа тұйықталым (ҚТ) токтарының әсері;
Зақымдану кезінде симметриялық үшфазалық қысқа тұйықталым (ҚТ)
тогымен қоректендіру;
Зақымданудың асқан ауыспалы тогының елеулі нашарлауынан соңғы симметриялық үшфазалық ҚТ тогы;
Жалғаным нүктесіндегі жоғарыда көрсетілген барынша көп қоректендіруді ескере отырып, пайдаланушы жүйесіндегі қорек көзінің нөлдік дәйектілікті ішкі кедергі мәндері;
ҚТ токтарының ең жоғары мәндері есептелген, ҚТ туындағанға дейінгі кернеу мәні;
Кері дәйектіліктегі кедергі мен жалғаным нүктесінің пайдаланушы жүйесіндегі кедергі мәні.
Тарқатушы құрылғылар туралы мәліметтер
49. Тарқатушы құрылғылар туралы мәліметтер алу үшін жалғаным нүктелерімен байланысты, электр стансаларындағы таратушы құрылғыларды кіргізе отырып, барлық тәсімдердегі (автоматтық ажыратқыштар, айырғыштар мен өшіру құрылғылары) келесі ақпаратты беру қажет:
1) атаулы кернеу;
2) жұмыс кернеуі;
3) атаулы ажыратқыш 3 фазалы ҚТ тогы (кА);
4) атаулы ажыратқыш 1 фазалы ҚТ тогы (кА);
5) атаулы ажыратқыш 3 фазалы жүктеме тогы (кА);
6) атаулы ажыратқыш 1 фазалы жүктеме тогы (кА);
7) атаулы ажыратқыш 3 фазалы қосу тогы (кА);
8) атаулы ажыратқыш 1 фазалы қосу тогы (кА).
$3. Егжей-тегжейлі жоспарлық мәліметтер
50. Желінің барлық пайдаланушыларынан келесі мәліметтер берілуі тиіс:
1) бірсызықты тәсім (берілген пішімге сәйкес жалғанымдарды көрсете отырып);
2) жалғанымдардың атаулы шамалары;
3) жалғаным нүктесі және кернеу;
4) энерготұтыну (активтік және реактивтік қуат) мен активтік энергия кестелері;
5) өндіріс кестелері;
6) гармоника мазмұны;
7) энерготұтыну/тербеліс сезгіштігі;
8) энерготұтынуды басқару жөніндегі мәліметтер;
9) тұтынатын қуатты жеткізу мүмкіндіктері;
10) жалғаным орны (жалпы реактивтік қуат/КГ тогымен қоректендіру);
11) реактивтік қарымта құрылғылары;
12) қорғаныс туралы мәліметтер;
13) жабдық жөніндегі техникалық мәліметтер (52-тармақтың 10-тармақшасында көрсетілген);
14) алыс бекеттерден түсетін мәліметтер және мәліметтерді жеткізу талаптары (52-тармақтың 10-тармақшасына сәйкес);
15) өтпелі түзімдегі асқынкернеу туралы мәліметтер.
$4. Энергоқондырғылар туралы мәліметтер
51. Электр энергиясын өзіндік және шаруашылық мұқтаждарына тұтыну шамасы.
Трансформаторы бар әрбір қондырғы бойынша энергоқондырғының қалыпты шығуында оның мегаваттпен (МВт) тұтынатын қуаты туралы ақпаратты беру қажет.
Егер электр стансасы іске қосу трансформаторы (электр стансаның өзіндік мұқтаждар трансформаторы) арқылы электр желісінен тұтынатын энергоқондырғының тұтынуына қосымша электр энергиясын тұтынуға ие болса, электр энергиясын өндіруші электр стансасындағы әрбір осындай трансформатор бойынша болжамдар береді:
1) барынша энерготұтыну, ол өндіргіштің пікірінше электр желісінің ЖО-на елеулі әсер етуі мүмкін;
2) электр желісіндегі шыңдамалық тұтыну кезіндегі энерготұтыну;
3) электр желісіндегі ең төменгі тұтыну кезіндегі энерготұтыну.
52. Синхрондық машиналар мен басқару жүйелері туралы мәліметтер алу үшін энергоқондырғылар мен электр стансалар туралы келесі деректерді беру қажет:
1) электр стансалар туралы техникалық мәліметтер:
жалғану нүктелерінен электр желісіне дейін (мәтіндік ақпарат, тәсімдер);
жалғаным нүктесіндегі атаулы кернеу - кВ;
электр стансаның жалпы қондырылған қуаты - мегаватт (МВт);
Ең ірі өзара байланыстық істен шығу.
Жалғаным нүктесінде:
ҚТ үшфазалы тогының ең жоғары қоректендіру есебі - кА (симметриялы, асимметриялы);
Нөлдік дәйектіліктің ең төменгі толық кедергісі - 100 МВА-ның базасынан %;
кері дәйектіліктің ең төменгі толық кедергісі - 100 МВА-ның
2) әрбір энергоқондырғы бойынша мәліметтер. Әрбір энергоқондырғы туралы келесі мәліметтерді беру қажет:
қондырылған қуат;
қуаттың атаулы мәні - МВА;
қуаттың атаулы мәні - мегаватт;
Қыспақтардағы атаулы кернеу;
Қосымша жүктеме - мегаватт;
Қалыпты реактивтік қуат - Мvаг;
Ең төменгі және ең жоғарғы өнімділік;
турбина - генератордың инерция тұрақтылығы, мегаватт/ МВА атаулы;
ҚТ токтарының еселігі;
статордың атаулы тогы;
Мва-ның және қуат коэффициентінің атаулы мәніндегі ротордың қалыпты тогы, қыспақтардағы қалыпты кернеу мен қалыпты жылдамдық;
жоғарыда көрсетілген ток өндірілетін ротор кернеуі;
қыспақтардағы атаулы кернеу мен атаулы жылдамдық кезінде ротордың жеделдету түзіміндегі кернеуі;
Статордың кедергісі;
Бойлық осі бойынша синхрондық реактивтік кедергі, өтпелі реактивтік кедергі және аса өтпелі реактивтік кедергі;
көлденең ось бойынша синхрондық реактивтік кедергі, өтпелі реактивтік Статордың реактивтік жылыстау кедергісі;
нөлдік дәйектегі реактивтік кедергі, кері дәйектегі реактивтік кедергі және Портье реактивтік кедергісі;
ажыраған орам кезінде бойлық және көлденең осьтер бойынша өтпелі уақыт тұрақтылары;
ажыраған орам кезінде бойлық және көлденең осьтер бойынша аса өтпелі уақыт тұрақтылары;
демпфердің бойлық осі бойынша жылыстау уақыт тұрақтысы;
өндірістік қуат кестесі;
ажыраған контурдың және ҚТ-кестелер сипаттамасы;
қуаттың нөлдік коэффициент сызығы;
3) энергоқондырғылар мен электр стансалар трансформаторлары.
Энергокондырғылар мен электр стансалар трансформаторлары жөнінде келесі мәліметтерді беру қажет:
Орамдар саны;
әрбір орам үшін МВА-ның атаулы мәні;
тармақталудың негізгі атаулы кернеуі;
әрбір орам үшін тура, кері және нөлдік дәйектіліктің толық кедергісі;
жалғанған орамдар тобы;
жерге ұштау тәсімі;
Қанығу қисығы (магнитөткізгіш болаттың волътамперлік сипаттамасы);
Тармақталулардың ауыстырып қосқышы туралы;
Бұрулы орам - мәтіндік диаграмма;
Тармақталулардың ауыстырып қосу ауқымы, қадам мөлшері;
тармақталулардың ауыстырып қосқышының үлгісі;
тармақталу ауыстырып қосқышының цикл ұзақтығы;
4) энергоқондырғының реактивтік қуаты (жұмыс кестесі);
Энергоқондырғының реактивтік қуаты жөнінде келесі мәліметтерді тапсыру қажет (жұмыс кестесі):
Реактивтік жүктеменің сипатын анықтайтын қуат коэффициенті;
Қуат коэффициенті, активтік қуаттың ең төменгі мәніндегі қысқа уақыттық реактивтік қуаттың мәні;
Қуат коэффициенті, активтік қуаттың атаулы мәніндегі қысқа уақыттық реактивтік қуаттың мәні, қыспақтардағы кернеу мен жылдамдық;
5) қоздыру жүйесі туралы мәліметтер.
Келесі мәліметтерді тапсыру қажет:
қоздыруды басқару контурындағы тұрақты ток берілісінің коэффициенті;
МВА-ның атаулы мәніндегі қоздырудың атаулы кернеуі, қуат коэффициенті, қыспақтардағы атаулы кернеу және жылдамдық;
Қоздырудың ең жоғарғы кернеуі;
Қоздырудың ең төменгі кернеуі;
Қоздыру кернеуі өзгерісінің (артуы не кемуі) ең жоғарғы жылдамдығы;
Энергоқондырғы мен 50-120% қоздырғыштың (диаграмманың) қанығу сипаттамасы;
Асқын қоздыру мен жетілмеген қоздыру шектемесінің динамикалық сипаттамасы (блок-тәсімі);
6) энергоқондырғының жүктеме реттегіші.
Ең жоғарғы, ең төменгі және атаулы - %;
Жиіліктердің ең жоғарғы, ең төменгі және атаулы ауқымы - Гц;
Мегаватт ауқымы;
өндіруді автоматтық басқару мүмкіндігі (АGС);
7) реттегіштің әсері және энергоқондырғының кері әсері.
Жиіліктің өзгерісіне тұрақты әсер - мегаватт/Гц;
Жиіліктің өзгерісіне тұрақсыз әсер - мегаватт/Гц;
Реттегіштің уақыт тұрақтысы (секундпен);
Жүктеменің ең жоғарғы лақтырымы;
Жекелеген элементтердің атқарымдарын және өлшембірлік-тәсімін көрсете отырып, блок-тәсімдердегі реттеу жүйесі туралы егжей-тегжейлі ақпарат;
Құрамбөліктердің инерциясын, демпферлеу мен біліктердің қатаңдығын көрсете отырып, турбогенератордың жалпы түрдегі біліктер жүйесінің динамикалық үлгісі;
Біліктердің айналдыру тербеліс үлгілерін өзіндік демпфирлеу (әрбір модель үлгісі үшін жиілік, логарифмдік декремент);
бу турбинасының әрбір жұмыс сатысында өндірілген қуат (жоғары, аралық және ең жоғарғы қуат бірлігіне төменгі қысым);
кезең мен аралық асқын қоздырудың уақыт тұрақтылары;
қазан мен тағайыншаманы реттеу шамалары;
"қазан - турбина" блогын автоматтық басқару жүйесінің жалпы блок- тәсімі:
8) энергоқондырғының реле қорғанышының аспаптар тағайыншамаларының мәндері туралы мәліметтер.
Келесі қорғаныштың тағайыншамалары:
Қоздыру жоғалуы;
Асқын қоздыру /жетілмеген қоздыру/;
дифференциал;
фазалар кезектесуінің кері дәйектілігі;
9) басқарымдық мәліметтер.
Әрбір элементтің атқарымдары мен өлшем бірлікті көрсете отырып, блок- тәсім түрінде қоздыру контуры туралы жан-жақты ақпарат.
Келесі басқару құралдары үшін тағайыншамалар:
асқын/жетілмеген қоздыру шектегіші;
статордың ток шектегіші (егер болса);
тыйымның қол шектегіші;
жүктеменің түсуін қарымталау/жеткізу (егер болса);
кернеу/жиілік шектеуіш (егер болса);
10) жабдық жөніндегі техникалық мәліметтер.
Оқшаулауды үйлестіру мәліметтері;
Найзағай соққылары кезінде серпіндік ұстамды кернеу - кВ;
өнеркәсіп жиілігіндегі қысқамерзімдік атаулы ұстамдылық кернеу - кВ;
тізбектің ең жоғарғы тогы;
атаулы қысқамерзімді ұстамдылы;
ток қолданылатын қоршаған орта жағдайлары;
жерге ұштау әдісі және атаулы ток;
оқшаулықтың ластануы:
алыс бекеттерден келіп түскен мәліметтер және мәліметтер тапсыруға талаптар;
Өлшеуіш жабдық туралы деректер;
ТН мен ТТ коэффициенттері және тексеру сертификаты;
Желінің кескіні және бірсызықтық тәсімдер;
Қосылыс нүктелері үшін қорғаныш мәліметтері;
Барлық қорғаныш құралдарының электржеткізу желілеріндегі немесе кабельдердегі әрекет саласы - 100 МВа базасындағы %;
әрбір желідегі қорғаныш құралдарының саны;
жақын жердегі және алыстағы объектілерінде зақымдануды жоюдың жалпы уақыты;
желіні автоматтық қайталай қосу туралы жан-жақты мәліметтер;
трансформатор тармақталуларының барлық ауыстырып қосқыштары үшін уақыт ұстанымын орнықтыру;
реактивті қуатты қарымталау - тұрған жері, атаулы мәні, индуктивтігі, кедергісі, барлық шунттаушы реакторлардың және/немесе конденсатор батареяларының арнаулы реттеу және ауыстырып қосу құралдары туралы $5. Желілік мәліметтер (ЖО-дың пайдаланушыларға ұсынатын)
53. Пайдаланушылар өз электр желілерін үлгілеу үшін ЖО пайдаланушыларға келесі ақпаратты береді:
1) зақымдану кезінде симметриялық үшфазалық ҚТ тогымен қоректендіру;
2) зақымданудың асқын өтпелі тогы елеулі нашарлағаннан соң симметриялық үшфазалық ҚТ тогымен қоректендіру;
3) Қоректендіру көзінің ішкі нөлдік кедергісі және жалғаным нүктесінде ең жоғарғы қоректендіруге сәйкес реактивтік кедергінің мәндері;
4) Зақымданудың ең жоғарғы тогын есептеу кезінде қолданылған зақымдануға дейінгі кернеу мәні;
5) Зақымдану кезіндегі тура дәйектілі х/г коэффициенті;
6) Кері дәйектілік кедергісі мен жалғаным нүктесіндегі электр желісінің реактивтік кедергісінің мәндері;
7) Нөлдік дәйектіліктегі тиісті толымды кедергінің мәндері;
8) Кернеуі 1150, 500 және 220 кВ электр желісі бөлігінде балама есептелетін болғандықтан, ЖО трансформатор туралы тиісті мәліметтерді ұсынады.
$6. Объект туралы алдын ала мәліметтер
54. Әрбір өндіруші ЖО-ға жаңа жалғанымға немесе істегі жалғанымның модификациясына сұраным берген кезінде сұраным бағасын жүргізу үшін келесі ақпаратты ұсынады.
55. Жалғанымға сұраным (энергоқондырғы туралы мәліметтер) мынаны мазмұндауы тиіс:
1) қондырғының атауы мен үлгісі;
2) телімнің жақсырақ орналасуы (баламалы нұсқалардың тізбесі);
3) барлық қондырғының қуатын ұйғарымды тапсыру (ең жоғарғы, және /не МВА);
4) күтілген өнімділік (айна мегаватт/сағ);
5) Қосалқы жүйенің күтпеген энерготұтынуы;
6) Қондырғының тұрпаты мен кескіні;
7) Кез келген ұйтқу жүктемесінің табиғаты;
8) Ұсынылған энергоқондырғының қолданатын технологиясы;
9) жегімге іске қосу датасы;
10) ең төменгі өндіру, мегаватт (МВт);
11) МВА-ның атаулы мәндері, мегаватт, бойлық осі бойынша өткіндік реактивті кедергі, қысқа тұйықталудың қатынасы энергоқондырғының инерция тұрақтылығы;
12) Арттырушы трансформатор МВА-ның атаулы мәні және тура дәйектіліктегі реактивті кедергі (тармақталудың мах/міп кезінде);
13) Қоздырушы үлгісі мен санаты туралы егжей-тегжейлі мәліметтер, мәселен, роторлық не тұрақты үлгідегі қоздырушы.
$7. Тарқатушы электрлік желіні жоспарлау Ескерту: 7-параграфтың атауына толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16
56. Тарқатушы желі нормативтік құжаттар белгілеген талаптарға сәйкес болуы қажет.
57. Электржелілік компания электржабдықтаудың тиімді, сенімді, үнемді, қауіпсіз және үйлесімді жүйесін дамытады және қолдайды.
58. Тарқатушы электр желілерінің дамытылуын жоспарлау үшін тиісті нормативтік материалдарды басшылыққа алған жөн.
Тарқатушы желі энергияны жеткізілімдеу сенімділігі жөніндегі санаттарға сәйкес тұтынушыларды энергиямен жабдықтауды қамтамасыз етуі тиіс.
Бірінші санат кезінде энергожабдықтау тек энергия көздерін ауыстыру жөніндегі операциялар кезінде үзілістермен екі тәуелсіз кездерден қамтамасыз етілуі тиіс. Үшінші көз кез келген арнаулы жүктеме топтары үшін ұсынылуы керек.
Екінші санат кезінде энергожабдықтау диспетчермен не телімдегі жегім командасымен энергия көздерін ауыстыру жөніндегі операцияларды атқару үшін қажетті үзілісті мезгілдердегі екі тәуелсіз кездерден қамтамасыз етуі тиіс.
Үшінші санат кезінде энергожабдықтау егер үзіліс жөндеу жұмыстарымен не ағымдық техникалық қызметтеумен туындағанда, энергожабдықтаудағы үзіліс мезгілі тек қана бір күнге тең деген шартпен бір көзден қамтамасыз етілуі тиіс.
59. Құру қағидалары, тарқатушы желілерде қолданылатын жабдық пен материалдар мемлекеттік стандарттарға, техникалық айрықшамаларға және басқа техникалық қағидаттарға сәйкес болуы тиіс. Осы тармақ атаулы тогы 100 ампер немесе одан кем кезінде сақтандырғыштармен және басқа құрылғылармен қорғалған бірфазалық не үшфазалық тізбекте қоректенетін, төменвольттық жағына қосылған пайдаланушылар (генераторлардан басқа) үшін құру қағидаларын баяндайды.
Кез келген электр қондырғысы осы ЭЖЕ-нің талаптарына сәйкес болуы тиіс.
Пайдаланушының талабы бойынша электржелілік компания желінің конструкциясы, құрылуы және басқа сипаттамалары бойынша бұл қаншалықты негіздемелі болатындай мыналарды кіргізген тиісті ақпаратпен қамтамасыз етеді:
төменвольттық тізбектер мен жүйелердегі ҚТ сипаттамалары бойынша анықтамалық;
қорғаныштың жерге ұштау жөніндегі конструкциялық мүмкіндіктері.
1) тарқатушы желінің тәсімі тұтынушылар жүктемелерінің, желі элементтерінің жоспарлық не апаттық ажыратулары нәтижесінде туындаған электр қуаты мен электр энергиясы таралуының алуан түзімдеріне бейімделген икемді болуы тиіс.
2) тарқатушы желі қысқа тұйықталу токтарының мақсаттылы деңгейін экономикалық және техникалық жағынан қамтамасыз етуі керек.
60. Тарқатушы желілерді жобалау және салу кезінде мемлекеттік стандарттарға, техникалық шарттар мен іс-қимылдағы құжаттарға сәйкес шығарылатын жабдықтың келешегі бар, ең жаңа түрлері қолданылуы тиіс.
Техникалық ерекшемелер құрамына атаулы ток, кернеу, қысқа тұйықталу тогы, оқшаулықтың электр беріктілігі, коммутациялық қабілеті, қыздыру бойынша температуралық шектер, ауа райы жағдайлары жөніндегі талаптар, механикалық төзімділік пен сындарлы ерекшеліктер жөніндегі талаптар, сондай-ақ сапа жөніндегі талаптар кіреді.
Жабдықтың, ЭЖЖ-нің және кабельдердің айрықшамалары қауіпсіздікті басқару жүйесінің шеңберінде таратушы желінің жегу шамаларына сәйкес болуы тиіс, оның бөлшектері электржелілік компанияның талабы бойынша тапсырылады.
Жабдық жұмыс жиілігі кезінде, өзі ҚТ-ға бекемдік жөніндегі мүмкіндіктерді және қосылумен ажырату түзімдерін лайықша ескере отырып жалғанған таратушы желінің ҚТ-дың есептік кернеулері мен атаулары шегінде қолданылуы үшін сай болуы тиіс. Тиісті мән-жайларда электржелілік компания жалғаным жүргізілетін жүйе бойынша бүге-шігелік ақпаратпен қамтамасыз етеді.
Жабдық, ЭЖЖ және жерасты кабельдері ойластырылған жегімдік шамаларды ескере отырып, тиісті стандарттардың, айрықшамалардың және басқа тиісті басылымдардың қызуы жөніндегі атаулы көрсеткіштері шегінде жегілуі қажет.
61. Энергоқондырғыларды жерге ұштау нормативтік құжаттарға сәйкес атқарылады.
Жүйені жерге ұштау контурларына қосу жөніндегі шаралар нормативтік құжаттардың талаптарына сәйкес болатындай есеппен жобалануы тиіс.
Қауымдастырылған жабдық бойынша айрықшама жабдыққа жүктелген кернеулерге сәйкес болуы тиіс. Бірнеше жерге ұштау жүйелері жөніндегі талаптар нормативтік құжаттарда жіліктенеді.
62. Таратушы желінің көліктік электр желісінде жалғаным нүктелеріндегі электр энергиясының көрсеткіштері мен сапа нормалары нормативтік құжаттар талаптарына сәйкес болуы тиіс. Кез келген кеңейтілу не таратушы желісіне жалғану таратушы желісінде қабылданған кернеу реттеліміне әсер етпейтіндей жоспарлануы керек. Кернеуді реттеу жөніндегі ақпаратты электржелілік компания пайдаланушының талабы бойынша ұсынуы қажет.
Ескерту: 62-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
63. Тарқатушы желі және тарқатушы желіге қосылған кез келген пайдаланушының жүйесі нормативтік құжаттар талаптарына сәйкес қорғаныш құралдарын ескеруі тиіс. Тарқатушы желіні қорғауға арналған стандарттар мен ережелер нормативтік құжаттар талаптарына сәйкес болуы тиіс.
Тарқатушы желінің дамуын жоспарлау кезінде зақымдалмаған телімдердің жұмыс қабілетін бұзбай зақымдалған телімдердің талғаулы ажырауын қамтамасыз ететін реле қорғанышы ескерілуі және таңдалуы қажет.
Төмен кернеулі таратушы құрылғыны таңдау жабдықтың зақымдалуының алдын алу мақсатында ҚТ-н тез ажыратуды қамтамасыз ететін баптаумен бірге желілердің, трансформаторлардың нақтылы шамаларын ескере отырып негіздемелі жүргізілуі тиіс.
Тарқатушы желінің қалыпты жұмысын қамтамасыз ету үшін қорғаныш жүйелері, жегу мезгілдері, баланстың керек-жарақ шекарасындағы талғаулық пен сезгіштік қосуға сұраным берген кезде электржелілік компания мен пайдаланушы арасында келісіліп алуы керек. Барлық осы мәліметтерді пайдаланушының келісімімен электржелілік компания қайта қарауы мүмкін.
6кВ, 110кВ немесе 35кВ жүйелеріндегі ҚТ токтарын табыссыз үзген ажыратқышты немесе атқарымдары ажыратқышпен ұқсас басқа жабдықты сақтандыру үшін басқа ажыратқыш немесе ажыратқыштағы секілді атқарымдары бар басқа жабдықтың резервтік қорғанышы ескерілуі тиіс. Қосуға сұранымды қараған кезде электржелілік компания пайдаланушымен резервтік қорғаныш қажеттілігі туралы кеңеседі. Егер мұндай резервтік қорғанышты қамтамасыз ететін жабдық электржелілік компанияға тән болса, қорғаныш таратушы желі хақындағы міндетті талаптарды қанағаттандыруға керекті шектерге дейін шектеуі мүмкін.
Асқын кернеулерді қорғау ЭЖЖ-н және қосалқы станса жабдығын электр желісіне найзағайдың тура соққыларын, сонымен катар индуктелген найзағайлық асқын кернеулердің әсер ету мүмкіндігін ескере отырып, найзағай құбылыстарынан туындаған асқын кернеулерден қорғанышты ескеруі қажет.
Оқшауланған бейтараптамалы желіде доғаөшіргіш реакторларды қолдана отырып, сыйымдылықты токтарды қарымталау жолымен ішкі асқын кернеулерден қорғаныш, сондай-ақ резонансқа қарсы ТН (бейтараптамаларды)
және оларды қосу тәсімдерін қолдану ескерілуі тиіс.
64. Электржеткізудің әуелік желілері бойынша жиілік спектрін таңдау және оны Қазақстан Республикасының мемлекеттік органдарымен келістіру ЖО- ға жүктеледі. Осы желілер бойынша ЖЖ байланысының жабдығын қолданатын, меншік нысанына тәуелсіз тұтынушылар ЖО-ға қолданылатын жабдықтың үлгілерін және жиіліктер атауларын нақты объектілерге таңа отырып көрсетумен осы желілер бойынша барлық байланыс ЖЖ арналарының егжей-тегжейлі тәсімін ұсынуы керек.
Сигналдарды жеткізу жүйелерінің басқа үлгілерін пайдаланушы тарқатушы желіде тек электржелілік компаниямен келісілгеннен кейін ғана қолдануы мүмкін.
$8. Тарқатушы желісін дамыту жоспары
65. Жыл сайын электржелілік компания жүйедегі желі тәсімін жіліктей отырып, үш жылдық күшке ие таратушы желіні дамыту жоспарын (ӨЭЖДЖ)
жасақтайды.
66. Әрбір электржелілік компания осы электржелілік компанияның қамту аясындағы барлық электржелілік компанияларды ескере отырып тәсім жасауы тиіс.
67. ТЖДЖ келесі тұтқалы тұстарды ұстанады:
1) таратушы желінің кескінін, шамаларын және құрылыс кезегін таңдау;
2) сыйымдылықты токтар мен реактивтік қуатты қарымталау, кернеуді реттеу құралдарын таңдау, тарқатушы желідегі электр энергиясы ысыраптарын азайту, оның шамаларын негіздеу;
3) келесі сәттерді қамтамасыз ете отырып, қажетті күрделі құрылыс жұмсалымдарын бағдарлық бағалау:
таратушы желінің тұрақтылығы мен сенімділігін қамтамасыз ету;
таратушы жүйе жұмысының ең жоғарғы үнемділігін қамтамасыз ету.
68. ТЖДЖ келесі жәйттерді ескереді:
1) жүйедегі тарқатушы желіні оның топологиясы, жүктемесі, кернеуді реттеу, шектеулер тұрғысынан талдау;
2) жекелеген қосалқы стансалар мен энерготораптар бойынша активтік қуатты анықтау;
3) жаңа тарқатушы желінің жүктемелерін айқындау;
4) тарқатушы желінің қуат ағындарын есептеу және осы есептеу негізінде даму жөніндегі ұсыныстарды негіздеу;
5) реактивті қуат балансын жасау және желідегі кернеуді реттеу шарттарын табу, қарымталау құрылғыларын жайғастыру орындарын, олардың тұрпаты мен қуатын негіздеу;
6) жобаланатын таратушы желінің қысқа тұйықталу қуаттарын есептеу және коммутациялық аппаратураның ажыратқыш қабілетіне талаптарды белгілеу, қысқа тұйықталу қуатын шектеу жөніндегі ұсыныстарды жасақтау;
7) сыйымдылықты токтарды қарымталау үшін доғаөшіргіш реакторлардың санын, қуатын және орнатылатын орнын таңдау мен негіздеу.
69. Электржелілік компаниямен келісілуге жататын кәдімгі пішімдегі ТЖДЖ жасалуы тиіс. Қазан айының аяғында электржелілік компания жыл сайынғы ТЖДЖ-н шығаруы тиіс. Сонан соң ТЖДЖ қарашаның аяқ кезінде ЖО, НО, барлық басқа электржелілік компаниялар және өз таратушы желісінің барлық басқа пайдаланушылар үшін шығарылады.
70. Егер пайдаланушы не басқа электржелілік компания электржелілік компаниядан қосымша ақпаратты сұратса, соңғысы талап бойынша керекті қосымша ақпаратты жіліктей отырып құжатты дайындауы тиіс. Бұл құжат тізбектердің қуаттары бойынша, қуаттардың болжамдық ағындары бойынша және таратушы желінің жекелеген бөлігінде не бөліктеріндегі жүктемелер бойынша ағымдық пен одан арғы мәліметтерді жіліктейді. Сонымен бірге, құжатта қосымша ақпараттың сауал-талапқа тұспа-тұс келетін тарқатушы желінің әрбір буыны бойынша ҚТ токтарының деңгейлері көрсетілуі тиіс. Электржелілік компания осындай құжатты сауал-талапты беру датасынан бір ай ішінде беруі тиіс және пайдаланушының келісімімен мұндай құжатты әзірлеуге байланысты шығындарды төлеуі керек.
71. Электржелілік компания электр энергиясын жеткізу мен тарқату бойынша лицензияда ескерілген қызметіне қатысты не осы Ережелердің қағидаттарына сәйкес тек өзіне қажетті ақпаратты талап ете алады.
$9. Жоспарлау жөніндегі мәліметтерге талаптар
72. Жеткізу мен тарқату бойынша өз міндеттерін атқару үшін электржелілік компания барлық тарқатушы желі пайдаланушыларынан ақпаратты және мәліметтерді талап етуге, сондай-ақ таратушы желі пайдаланушыларына ақпарат береді. 74-95-тармақтар осы талаптарды жіліктейді.
73. ТЖДЖ-н дайындау мүмкіндігін жасау үшін осы тарауда келтірілген мәліметтерде әрбір пайдаланушы электржелілік компания үшін ұсынуы тиіс. Бұл мәліметтер әрбір жылдың мұғдарлы аптасының ішінде ұсынылуы керек және де жоғарыда көрсетілген алдағы үш жылдың әр жылын қамтуы қажет. Егер бір мәлімет жиынтығын беру уақытынан екінші мәлімет жиынтығын беру уақтысына дейін ұсынылған мәліметтерде ешқандай өзгерістер болмаса, бір мәліметтерді қайталап берудің орнына пайдаланушы бұдан алдыңғы мәлімет беру уақытынан оларда ешқандай өзгеріс болмағанын көрсететін жазбаша куәлікті ұсына алады.
74. Тарқатушы желінің пайдаланушылары электржелілік компания электр энергиясын сенімді де кідіріссіз жеткізу және тарқату бойынша жүзеге асыру мүмкіндігіне ие болуы үшін электржелілік компаниядан мәліметтерге /ақпаратқа сұрау мезгіл сайын келіп түскен кезде жеткілікті, қол жететіндей негіздемелі осындай мәліметтерді/ақпаратты ұсынады. Осы Ережелерге сай жүктемеге болжам беру талап етілетін пайдаланушылар үшін электржелілік компанияға жыл сайын ұсынуды даярлау жөніндегі талап енгізіледі. Бұл ұсыныс өзіне кейінгі кемінде екі жылды жабатын даму жоспарын кіргізуі тиіс және онда пайдаланушы бес жыл алдыға жоспарлау жөніндегі мәліметтерді не ақпаратты келтіреді. Қажет кезде сондай-ақ ең жоғарғы жүктемені арттыруды кіргізетін мәліметтер не ақпарат, электр энергиясын жеткізу жөніндегі талаптар яки генераторлардың қуаты бойынша мәліметтер тапсырылады.
75. Жоспарлау мәліметтерін мезгіл сайын жаңартуларға қосымша ретінде пайдаланушы электржелілік компанияға өз даму жоспарын дайындау мүмкіндігін беру, бюджетті жүйенің кез келген қажетті модификациялары үшін есептеу және жоғарыда көрсетілген модификацияларды ендіру үшін оның жүйесіндегі не жұмыс түзіміндегі кез келген елеулі өзгеріс туралы пара-пар ескерту беруі тиіс. Мұндай ақпарат қажеттік бойынша ең жоғарғы жүктемені арттыруды не азайтуды, электр энергиясын жеткізу жөніндегі талаптарды немесе генераторлардың қуаты бойынша мәліметтерді кіргізеді. Пайдаланушы жүйесінде не оның жұмыс түзімінде жоспарланбаған өзгерістер кезінде электржелілік компания осындай өзгерістердің мүмкінділі салдарларын барлық қажетті ескертпелі елеу шараларын қамтамасыз ету үшін пайдаланушы бұл туралы электржелілік компанияға жедел хабарлағаны жөн.
76. Электржелілік компания (диспетчерлік қызмет) ең жоғарғы және ең төменгі жүктемелер сағаттарында тұтынушыға берілетін оңтайлы реактивті қуатты және оның желісіндегі қарымталау құрылғыларының қажетті қуатын есептеуді атқаруы тиіс. Электржелілік компаниялар мен тұтынушылар желілерінде орнатылған оңтайлы қарымталаушы қуаттар өзара байланыста болуы керек. Есептік мәндер сондай-ақ жаңадан жалғанатын тұтынушылар үшін техникалық шарттарды беру кезінде және тұтынушыларда реактивті қуатты қарымталауды жобалау кезінде қолданылады. Оңтайлы реактивті қуатты есептеу нәтижелерін электржелілік компания жобалау ұйымдары мен тұтынушылардың қаперіне алдыруы тиіс.
Тұтынушылар электржелілік компанияға (оның диспетчерлік қызметіне)
жылына бір рет келесі ақпаратты тапсырады:
1) бір қыс пен бір жаз айы үшін активтік және реактивтік электр энергиясын тұтыну;
2) жекелей 6-10 кВ және 0,38 кВ кернеулері бойынша конденсаторлық қондырғыларды, соның ішінде реттелетіндердің жиынтық қуаты;
3) резервтердегілерді есепке алмағандағы 6-10 кВ-тық синхрондық қозғалтқыштардың барлық қуаты;
4) синхрондық қозғалтқыштардың саны;
5) Ең жоғарғы және ең төменгі жүктемелер сағаттарындағы синхрондық қозғалтқыштардың жиынтық иелікті реактивті қуат;
6) ең жоғарғы және ең төменгі жүктемелер сағаттарындағы синхрондық қозғалтқыштардың нақты қолданатын реактивті қуат.
77. Пайдаланушы тарқатушы желімен тікелей не жанамалай байланысты реактивтік қарымталаудың кез келген шамасына салыстырмалы мынаны қоса отырып электржелілік компанияны ақпаратпен қамтамасыз етуі тиіс:
1) МВАр, жабдықты сыйымдылықпен немесе индуктивтікпен бағалау және өзгертулер кезіндегі жедел аралық;
2) анықталуы мүмкін операциялық сипаттамалардың кез келген автоматтық басқаруларының детальдары;
3) тарқатушы желілерге жалғану нүктесі.
78. Тұтынушы электржелілік компанияның талабы бойынша оны тарқатушы желіге жалғау тұсындағы атаулы шамалар кезінде реактивті өткізгіштік туралы мәліметтер тапсыруы тиіс.
79. Пайдаланушылар шектесуші не біріктірілген электржелілік компаниялар электржелілік компанияларға олардың таратушы желілері және тізбек шамалары секілді қағидаларды қамтитын егжей-тегжейлі мәліметтерді талап ететін жоғарыда аталған электржелілік компанияның желілері арасындағы жалғанымдар бойынша жан-жақты мәліметтерді, тарқатушы желіге тура жалғанған немесе оның атқарымына әсер ететін таратушы құрылғылар мен жабдықтың қорғаныш тәсімдері бойынша мәліметтерді тапсырады. Бұл мәліметтер электржелілік компанияға осы жалғаным нүктелерімен байланысты барлық мәселелерді бағалауға мүмкіндік жасайды. Мұнда ақпарат алмасу үдерістері өзара негіздеумен өтеді.
80. Толық жүйелік лақтырымнан кейінгі іске қосу мүмкіндігі туралы.
Тарқатушы желіге жалғанған генераторлы әрбір ЭӨҰ олардың генераторлары (ЭӨҰ генераторлары) іске қосыла не энергожабдықтың сыртқы көздеріне жалғанбай атқарымдана алатындығын электржелілік компанияға және/немесе ЖО- ға хабарлауы тиіс. Олардың генераторларының осындай сыртқы көздерінен /көздерінсіз жұмыс істеу қабілетіне байланысты кез келген өзгерістер туралы хабарлау керек.
81. Электржелілік компания және пайдаланушы таратушы желіге жалғаным нүктесіндегі ҚТ-ды қоректендіру деңгейлері туралы ақпаратпен мына нысанда алмасуы тиіс:
1) ең жоғарғы және ең төменгі үшфазалы симметриялы ҚТ мен фазасы жерленген ҚТ-ды қоректендіру;
2) ҚТ кезіндегі тізбектің активтік және реактивтік кедергілерінің ара қатынасы;
3) өзара байланысқан жүйелер үшін баламалы желілік ақпарат.
82. Желінің зақымданған телімдерін қоректендіретін және ҚТ-ды ажырату тұсында ҚТ мәні мен таратушы құрылғының жұмысына елеулі әсері бар, тарқатушы желіге жалғанған жоғары қуатты синхрондық және асинхрондық генераторлар бойынша пайдаланушы электржелілік компанияға ақпарат тапсырады.
83. Пайдаланушыларды тарқатушы желіге қосу үшін электржелілік компания мен тұтынушы арасында қосу кезінде кедергі туралы ақпарат алмасуды жүргізу қажет. Бұл ақпарат қосарлас пайдаланушының не тарқатушы желінің баламалы бірліктік толық кедергісін (активті кедергі, реактивті кедергі, шунттық реактивтік өткізгіштігі) кіргізуі тиіс.
84. Баламалы электржелілік компаниялардан не пайдаланушылардың энергожабдықтау нүктелерінен осындай жүктеме алынатын жерде жүктеме бойынша өткізу қабілеті туралы ақпарат алмасу жүргізілуі тиіс. Ол энергожабдықтаудың әрбір нүктесінен жеткізілімденетін жүктеме үлесін және жоспарлы/апаттық жағдайларда жеткізу кезіндегі түзімдерді (қолымен не автоматтық) кіргізеді.
85. 6-дан 10 кВ-ке дейін кернеудегі таратушы желілер ішкі асқын кернеуден қорғанышқа ие болуға тиіс.
Тарқатушы желіге қосылған Пайдаланушылар шиналарына қажет жерде өтпелі асқын кернеудің салдарларын бағалауды жүргізу үшін пайдаланушының /электржелілік компанияның мүліктік керек-жарақ шекараларының хақысында жеткілікті ақпаратпен алмасу керек болуы мүмкін.
Бұл ақпарат физикалық және электр тәсімдеріне, қорғаныштың шамаларына, айрықшамалары мен бөлшектеріне жатқызыла алады.
Кейбір жағдайларда электржелілік компанияның негізділік сауалы бойынша берілетін бұдан да гөрі жіліктелінген ақпарат қажет болуы мүмкін.
86. Электржелілік компания пайдаланушыдан 86-87 тармақтарына сәйкес қайсыбір ақпаратты не мәліметтерді алатын жерде немесе электржелілік компанияның заңды қорытындысы бойынша пайдаланушылардың кез келгенінің жүйесіне тиетін кездерде электржелілік компания таратушы желінің модификациясын жүргізуді ұсынған жерде ол осы ұсыныстар туралы хабардар етеді.
$10. Пайдаланушыларға ұсынылатын мәліметтерге техникалық талаптар
87. Осы тармақ тарқатушы желі мен пайдаланушы арасындағы мүліктік керек-жарақ шекараларын белгілеу үшін қажетті ақпаратты айқындайды және ол кернеудің барлық деңгейлерінде қолданылады. Ол қосу не қосу модификациясы туралы өтініш жасаған кездегі немесе электржелілік компаниядан ақпарат беру талап етілген кездегі таратушы желі пайдаланушыларының беруге тиісті мәліметтері бойынша талаптарды жіліктеп сыйпаттайды. Ол энергия өндірмейтін және 100 Ампер және одан төменгі балқымалы сақтандырғыштармен қорғалған төменгівольтты жағына қосылған пайдаланушыларды елемейді.
88. Төменгі кернеу кезінде жүктемені қосу.
Төменгі кернеу кезінде жабдықтау үшін келесі шектеулі мәліметтер талап етіледі:
1) ең жоғарғы қуат (кВА не кВт) бойынша талаптар;
2) жабдықтың үлгісі және электр жүктемесі;
3) қосу датасы;
4) электрмен жабдықтау санаты (өлшемнің N).
Кейбір жағдайларда электржелілік компания бұдан гөрі жіліктелген ақпаратты талап ете алады.
Ескерту: 88-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
89. 88-тармақта сыйпатталғандардан басқа жүктеменің барлық үлгілері бойынша:
1) ең жоғарғы активтік қуат бойынша талаптар;
2) ең жоғарғы және ең төменгі реактивтік қуат бойынша талаптар, жүктеме мен реттеу тетіктерінің үлгісі, мәселен, реттелімді түзеткіш не ірі электр жетектері, қолданылатын оталдырғыш үлгісі;
3) ең жоғарғы жүктеме кезіндегі әрбір фаза бойынша ең жоғарғы жүктеме;
4) тарқатушы желі қолданатын ең жоғарғы гармоникалық токтар.
90. Циклдік тербелістер туралы және активті қуаттың (егер де керек болса реактивті қуаттың) жұмыс циклі туралы жан-жақты мәліметтер, соның ішінде:
1) азаюы мен көбеюін кіргізе отырып, активті және реактивті қуаттың өзгеріс жылдамдығы;
2) активті және реактивті қуат тербелістері арасындағы ең төменгі қайталанатын аралық;
3) азаюы мен кебеюін кіргізе отырып, активті және реактивті қуаттың ең үлкен өзгеріс қадамының шамасы.
Кейбір кезде пайдаланушы жүктемесінің таратушы желіге әсерін толық бағалау үшін бұдан гөрі жан-жақты ақпарат талап етіледі. Мұндай ақпарат өзіне жүктемені құру үлгісін және жегімге енгізудің ұсынылған бағдарламасын кіргізе алады. Егер қажет болса, электржелілік компания мұндай ақпаратты бөлек сұратады. Электржелілік компания осы Ережелерге сәйкес пайдаланушы ақпаратын тек өзінің тарқатушы желі хақысындағы міндеттемелерін орындау мақсатында қолдану құқысына ие.
91. Тарқатушы желіге қосылған генераторлар үш негізгі сыныпқа бөлінеді, сол бойынша электржелілік компанияның электр энергиясын өндіруші қосылуға өтіну не басқа шара кезінде электржелілік компанияның қалай айқындағанына байланысты ақпараттың келесі минимумын береді:
1) осы Ережелерге сәйкес болу үшін ең төменгі талап ретінде өндірісі 1 МВт-тан аспайтын 400 В-тан кем кернеуге қосылған өндіруші қондырғылар;
2) 110 кВ кернеуге жалғанған өндіруші қондырғылар 92-95-ға дейінгі тармақтар талаптарына сәйкес келеді;
3) тарқатушы желіге қосылған өндіруші қондырғылар 33-55 тармақтардың талаптарына сәйкес.
$11. Тарқатушы желіге қосылған барлық өндіргіштердің беретін ақпараты
92. 91 (1)-тармағына сәйкес алынғандардан басқа барлық ЭЖҰ бойынша электржелілік компания үшін олардың генераторлары және генераторлар мен тарқатушы желі арасындағы ұсынылған өзара іс-қимыл тетігі жөніндегі ақпарат тапсыру қажет.
Электржелілік компания кез келген ЭӨҰ-дан тарқатушы желіге жалғаным туралы шарт жасасқанға дейін келесі ақпаратты сұрата алады:
1) Генератор мәліметтері:
қыспақтардағы кернеу (кВ);
МВА/кВА-ның тиісті мәндері;
МВт/кВт-тың есептік мәндері;
ең жоғарғы тапсырылған активті қуат;
егер олар бар болса реактивтік қуатқа талаптар (Мvаr/кvаr);
генератор тұрпаты-синхрондық, асинхрондық және т.б.;
бастапқы қозғалтқыш үлгісі;
кернеуді реттеу әдісі;
2) Электр энергиясы өндірісінің күтпеген жегімдік түзімі, мәселен, тұрақты, үзікті, шыңдама жүктемелерін тегістеу;
3) ҚТ қоректенуі деңгейінің мәліметтері;
4) Қажет жердегі генератор трансформаторының детальдары;
5) Қосымша энергожабдықтауға және/не резервтік энергожабдықтауға талаптар.
93. Интерфейстер құрылғысы туралы келесілер беріледі:
1) электржелілік компания мен пайдаланушы арасындағы синхрондау /үндестік/ құралдары;
2) тарқатушы желімен тікелей байланысқан ЭЖҰ бөліктерінің жерлендіру тетіктерінің бөлшектері;
3) қолданылатын қосу және ажырату құралдары;
4) егер аса жоғары кернеу кезінде жегімделген ЭЖҰ жүйесінің қайсыбір бейтараптама жерге ұштау нүктесі жерге ұшталудан ажыраса, қауіпсіздік шарттарының үздіксіздігін қамтамасыз ету үшін қабылдауға қажетті абайлау шаралары.
94. Қуатқа және резервтер талаптарына қатысты келесі ақпарат керек болады:
1) әрбір генератор және электр стансасы бойынша тіркелген қуат пен ең төменгі өндіру, МВт;
2) генератор және электр стансасының ең төменгі өндіру жағдайында өзіндік (қосалқы) жүктеме (активтік және реактивтік қуат), МВт/Мvаr. Өз электр энергиясын өндіретін қуат тұтынушылары үшін ол қосымша және резервтік энергожабдықтау бойынша талаптарды кіргізуі тиіс.
95. Кейде генератордың немесе тарқатушы желіге қосу нүктесінің үлгісі және мөлшеріне сәйкес 110-тармаққа сай шама-шарқынша жіліктелген ақпаратты ұсыну қажет болуы мүмкін. Бұл ақпаратты энергияөндіруші ұйым (ЭЖО)
электржелілік компанияның негіздемелік сұратуы бойынша беріледі. Осы тармақта белгіленген ақпарат әдетте генератордың тарқатушы желіге жалғанымы туралы шарт жасасуына дейінгі оның қуаты 1 МВт-тан асқан жерде талап етіледі.
Келесі қажетті ақпарат болып табылады:
1) генератор туралы ақпарат (атаулар бойынша ри кедергісі);
2) генератордың өнімділік кестесі, Мегаватт/Мvаr (төменгі кернеулі терминалдар да), қоздыру жүйесінің үлгісі;
3) инерциялық константа, МВт сек/Мегавольт-ампер (барлық машина);
4) статор тізбегіндегі кедергі реттегіші;
5) көлденең ось бойынша реактивті аса өтпелі/өтпелі/ үндескен кедергі;
6) уақыт константалары;
7) тура дәйектіліктегі кедергі/реактивті кедергі;
8) кері дәйектіліктегі кедергі/реактивті кедергі;
9) генератор трансформаторының кедергісі, реактивті кедергі, Мегавольт-ампердің атаулы мәні, аралық шықпалар құрылғысы, векторлық топтық жерге ұштау;
10) ЖАР үлгісінің блок-тәсімі, оған күшейту коэффициенті, тура бағыттағы және кері байланыс коэффициенттері бойынша мәліметтер, уақыт константалары және кернеуді реттеу шектері кіреді;
11) жылдамдық реттегіші және бастапқы қозғалтқыш туралы мәліметтер
- шар реттегішінің, егер болса - турбинаның атаулы сипаттамаларымен және ең жоғарғы өнімділігімен бірге турбинаның жүйелік реттелуі мен уақыт константаларының жан-жақты сыйпаттамасымен өндіруші қондырғының реттегіш үлгісінің блок-тәсімі.
96. Электржелілік компанияның тарқатушы желіге жалғанған генераторлар туралы ақпарат беруге қосымша Техникалық операторға (ЖО) бұл Ережелердегі осы тараудың 55-56 тармақтарына сәйкес ақпарат тапсыру талабы бар. Оны ЖО-дың арнайы сұратуы бойынша электржелілік компания ЖО-ға $12. Өндірісті дамытудың индикативтік жоспары (ӨДИЖ)
97. Электр энергиясы өндірісін жоспарлаудың тұтқалы өлшеміне экономика мен халықты энергожабдықтау үшін өзінен-өзі жеткілікті энергетиканы дамыту негізінде энергетикалық тәуелсіздік пен ұлттық қауіпсіздікті қамтамасыз ету жатады.
Қазақстан Республикасында электр энергиясы өндірісін жоспарлау үшін қолданылатын стандарттар мен өлшемдер келтірілген:
1) міндетті резерв коэффициенті (орнатылған өндірілетін қуат /шыңдамалық жүктеме), МВт;
2) өндірудің жоғарғы жоғалу ықтималдығы (ӨЖЖЫ);
3) энергия тапшылығының ең жоғарғы болжамдық мәні;
4) басқа стандарттар мен өлшемдер.
98. Өндірістің индикативтік даму жоспарына (ӨИДЖ) рынок қатысушыларын жаңа энергоқондырғылардың даму келешегі туралы ақпараттандыру және энергожүйе жұмысын электр энергиясымен жеткілікті және сенімді жеткізілімдеу түзімінде қамтамасыз ету жатады.
ӨИДЖ-н жасақтау үшін ҰЭТДЖ-ның деректері қолданылады.
99. Өндірісті дамыту жоспарының мазмұны.
ӨИДЖ-ның үш жыл келешегі болуы тиіс. Жоспарда негізінде сенімділік стандарттарына сәйкес, сондай-ақ өндіріс объектілерін кеңейту мүмкіндігін ескере отырып, күтілген сұранысты қанағаттандыру үшін электр энергиясын жеткізілімдеу тәсілдерінің талдамасы мазмұндалуы тиіс.
Төменде ағымдық және болжамдық мәліметтерді кіргізе отырып, ӨИДЖ- ның негізгі тармақтары берілген:
1) ағымдық және келешектік шыңдама өндірілуі мен жүктемесі әрі электр энергиясын тұтынуы (тұтастай жүйе үшін және аймақтар бойынша);
2) бірнеше экономикалық сценарийлер негізінде (экономикалық өсудің төменгі, қалыпты және жоғарғы қарқындары) энерготұтынудың күтілген дамуы (алуан санаттар, ішкі мұқтаж, коммерциялық қызмет, ауылшаруашылығы мен өнеркәсіп);
3) тәуліктік және маусымдық жүктеме кестесінің әсері;
4) энергияны үнемдеу жөніндегі технологияларды дамытудың және жанама энерготұтынуды басқару мүмкіндіктерінің әсері;
5) Қондырмалы және келешектік өндіруші қуаттар (қондырғының мөлшері, қондырғының үлгісі (базалық, орташа не шыңдамалық жүктеме), отынның түрі, жегуге енгізу жылы, жегуден шығару жылы);
6) кішігірім электр стансалар (Күн энергиясынан жұмыс істейтін)
дамуының әсері;
7) электр энергиясының мүмкінділі импорты мен экспортының әсері;
8) желінің мүмкінділі өткізу шектеулерінің әсері;
9) отынның әртүрлі бағасының әсер ету сценарийлері;
10) отынның алуан түрін қолдануын ескере отырып, бастапқы көздерді таңдау (жаңғырмалы ресурстар мен қоршаған орта жағдайларын ескере отырып мүмкін болады).
Ескерту: 99-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
100. ӨИДЖ-да электр энергия жеткізілімінің қазіргі бар мүмкіндіктері кезінде күтілген сұранысты қанағаттандыру сенімділігінің дәрежесі туралы ақпарат мазмұндалуы тиіс. Онда сальдо мен өндіру тапшылығы туралы ақпарат болуы керек.
101. ӨИДЖ-да өндірісті кеңейту мүмкіндігі туралы ақпарат болуы тиіс.
Сенімділіктің стандарттың шарттарын орындау үшін жалпы жылдық тұтынатын қуатты, сондай-ақ болашақ объектілерді (объектінің мөлшері, электр стансаның қонымды үлгісі, отынның қонымды түрі).
102. Егер ЖО өндірудің ағымдық зәрулігінің нәтижесінде стандарттық талаптарға сәйкес жүйені жеге алмаса, ЖО жүйенің қауіпсіздігін қамтамасыз ету және электр энергиясының жеткізілімдеуін қорғау жөніндегі барлық керекті шараларды қабылдайды.
ЖО жұмыстың іс-тәжірибесі, инженерлік шешімдер мен кәсіби есептеулер негізінде инвестициялау жөніндегі ұсыныстарды табуы және енгізуі
103. ӨИДЖ жыл сайын басылуы тиіс. ЖО ӨИДЖ-н өкілетті органға тапсырады. Өкілетті орган ӨИДЖ-н қабылдағаннан кейін ЖО немесе өкілетті орган онымен электр желісінің пайдаланушыларын және рынокқа қатысушыларды танысуы мақсатында ӨИДЖ-н әрбір күнтізбелік жылдың аяғында (қарашасы не қазаны) бұқаралық ақпарат құралдарында жариялайды.
$13. Ақпараттың құпиялылығы
104. ӨИДЖ және ҰЭТДЖ-на кіргізілетін мәліметтердің көпшілігін электр желісінің пайдаланушылары (немесе әлеуетті пайдаланушылары) болып табылатын тәуелсіз коммерциялық ұйымдар береді. Пайдаланушының энерготұтынуы немесе энергоқондырғылар туралы ақпарат жоспарда керсетіледі және қуат ағындарының ағынын болжау үшін қолданылады. Жегуге жаңа объектілерді ендіру, бар электр стансаларын әлеуетті жаптыру және пайдаланушының басқа да ұқсас ақпараты егер осындай ақпараттың жоқтығы жоспарлардың дұрыстығына елеулі теріс әсер етсе, пайдаланушының айқын тұжырымдаған рұқсатынсыз жоспарларға кірмейді. Егер мұндай ақпаратты жоғарыда көрсетілген қолдану шешімі қабылданса, жалғанымға осындай өтініш иесінің аты-жөні көрсетпеуді сақтау жөнінде барлық шаралар алдын ала қабылданады.
3-БӨЛІМ. ЭНЕРГОЖҮЙЕГЕ КІРІГУ ТӘРТІБІ 3-тарау. Энергожүйеге кірігу тәртібі
105. Электр желісіне кірігу электр энергиясы рыногының қатысушыларына өз электр қондырғыларын электржелілік компаниялардың электр желілеріне қосылу және сатып алынған (сатылған) электр энергиясын әділ де алалаусыз негізде алуға (беруге) мүмкіндік жасайды. Мұнда рыноктың барлық қатысушылары, сондай-ақ тұтастай Қазақстан БЭЖ-нің және электр желілерінің жұмыс сенімділігін қамтамасыз ететін белгілі бір талаптар мен нормативтік- құқықтық актілерде ескерілген міндеттерді орындауы тиіс.
106. Электр желісіне кіру рұқсатын алу үшін оның әрбір пайдаланушысы тиісті электржелілік компаниямен тараптар өз құқылары мен міндеттерін айқындайтын Электр желісіне кірігу шартын жасасуы тиіс.
107. Жаңа пайдаланушылардың электр желісіне кірігуді ресімдеудің бірінші кезеңіне электр желісіне жалғануға рұқсат алу жатады. Барлық әлеуетті пайдаланушылар электржелілік компанияға өтінуі және қосылулар шарттары қақысында келісімге келуі тиіс.
108. Электр желісіне қосылу талаптары тағайындалған нормалар негізінде Электр желісіне кірігу шартында (ары қарай - Шарт) айқындалады.
Шарт электржелілік компания мен пайдаланушы арасындағы әрбір бөлек қосылу нүктесі бойынша келісім-шарттық келісімді көрсетеді. Оған кірген құжаттар тараптардың құқылары мен міндеттерін, соның ішінде қосылуға техникалық шарттарды айқындайды.
109. Пайдаланушылар электржелілік компаниямен Шарт жасасу жолымен осы Ережелерде баяндалған ережелердің, шаралардың, техникалық шарттар мен талаптардың орындалуын қамтамасыз етуі тиіс.
110. Энергожүйеге кіру тәртібі мынау үшін жасақталды:
1) пайдаланушылардың жаңа не жаңартылған құрылғылары мен жабдығының қажетті қосу ережелері мен шараларының болуы және қосудың базалық ережелері барлық пайдаланушыларды тең негізде барлық заңды әрі лицензиялық міндеттемелерге сәйкес қарастыруға мүмкіндік береді;
2) пайдаланушылар қақысындағы ең төменгі техникалық, конструкциялық және жегімдік өлшемдерді анықтау көмегімен желіге атқарылған кездегі электр желісіне қосылатын кез келген жаңа немесе қайта жаңғыртылған құрылғы мен жабдық осы тарауда айқындалғандардан басқа қосымша шарттарды күштеп танылмауы.
111. Осынау "Энергожүйеге кірігу тәртібі" электр желісінің келесі субъектілеріне мыналарды қоса таралады:
1) ЭӨҰ;
2) ЖО;
3) электржелілік компаниялар;
4) тұтынушылар атынан өтінімдерді жұмыстайтын делдалдар жеткізілімшілері;
5) электр желілеріне тікелей қосылатын және қосылған электр энергиясын тұтынушылар.
$1. Энергожүйеге табиғи қосу тәртібі
112. Электр желісінің қызмет көрсетулерін пайдалануға ынталы, бірақ табиғи қосуға ие емес барлық әлеуетті пайдаланушылар, сондай-ақ тұтынатын (беретін) электр қуатын ұлғайтуды көздеп қосылған пайдаланушылар қосуды осы тарауда баяндалған шараларға сәйкес жүзеге асырады.
Бұл үшін электр желісінің кез келген пайдаланушысы электржелілік компанияға жазбаша өтінім беруі керек. Тұтынушыны немесе тұтынушының тұтынатын электр энергиясын ұлғайтуға ниеттенгенді ЭӨҚ шинасына қосу тек тараптардың келісімімен ғана істелінуі мүмкін.
Электр торабына қуаты 5 МВт және одан жоғары субъектілерді қосуға арналған техникалық шарттар қызметтің осы түріне лицензиясы бар мамандандырылған жобалау ұйымдары әзірлеген "Тұтынушыны сырттан электрмен жабдықтау тәсімдерінің" ("Тұтынушыны сырттан электрмен жабдықтау схемаларының" міндетті көлемі мен мазмұны осы Ереженің 4- Қосымшасында келтірілген), "Электр станциясын жалғау (қуат беру)
схемаларының" негізінде беріледі.
Электр станциясын жалғау (қуат беру) схемасы міндетті түрде ЖО-мен мақұлдастырылады және уәкілетті органмен бекітіледі.
Қосарлас (шунттаушы) электр жеткізу желілері мен қосалқы станциялардың жобалануы және құрылысы уәкілетті орган табиғи монополия саласындағы қызметке бақылау мен реттеу жүргізетін мемлекеттік органмен және ЖО техникалық шарттарды берудің ерекше тәртібіне сәйкес алдын ала жариялай және келісе отырып жүзеге асырады.
Ескерту: 112-тармаққа толықтырулар енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
113. Электржелілік компания өтінім иесіне "Желіге кірігу Шартын"
жасасуға ұсыныс беруі тиіс, онда өтінім иесінің санатына байланысты келесілер мазмұндалуы тиіс:
1) қосудың жаңа нүктелері;
2) қосудың бар нүктелері;
3) қосу нүктесіндегі модификациялар.
114. Электр энергиясын тұтынушыларды қосу үшін келесі деректер
1) өз электр стансаларына ие тұтынушылар үшін тұтынушы электр стансаларының энергия өндірімін немесе энергожүйеге жеткізілімденетін электр энергиясының сапасын ескере отырып, электр энергиясын жеткізу жөніндегі ұйымдардың жеткізілімдейтін энергия тұтыну шамасын көрсете электр тұтынудың келісім-шарттық шамасы айқындалады;
2) өнеркәсіптік және соған теңдес тұтынушылар, сондай-ақ жүктемелері 750 кВА-ға тең не одан асқан ауылшаруашылық тұтынушылар:
тұтастай кәсіпорындарға, сондай-ақ энергосыйымдылы өндірістер мен технологияларға электр энергиясын тұтынуды болжау мүмкіндігіне ие болу үшін бір жылға немесе ең болмағанда жақын арадағы бес жылға электр энергиясының баланстарын даярлауы;
жүктемені апаттық түсірім жағдаяттарында электрмен жабдықтау жүйесінде әзірленген шараларға сәйкес бекітілген жүктемені шектеу немесе өшіру кестесіне сай ӨЭК-дағы ДО-ның жүктемені төмендету (өшіру) не электр тұтынуды шектеу талаптарын орындауы;
электрмен жабдықтау жүйесінің баланстық тиесілік шекарасында энергияның сапа шамаларының мәндерін жасасылған шартқа сәйкес қолдауы тиіс.
3) электр стансалары үшін тәулікке, айға, тоқсанға, жылға болжамданатын жұмыс түзімдері айқындалуы және оларға тұтыну түзіміне байланысты электр энергиясы мен қуатын өндіру кестесінің өзгеруі жөнінде талаптары көрсетілуі тиіс;
4) әрбір кернеу дәрежесіне жұмыс және демалыс күндері үшін жүктеме кестелері.
$2. Желіге кірігу шарты
115. Орындалуы кезінде электр желісіне жалғаным кепілденетін талаптар пайдаланушы мен электржелілік компания арасындағы электр желісіне қосылымның әрбір бөлек нүктесі бойынша Шартта баяндалады.
116. "Желіге кірігу шартын" жасасқан электржелілік компания нақты пайдаланушыға ол тиісті пайдаланушыға беруге келіскен қызмет көрсетулердің мөлшері мен сапасын алу мүмкіндігін қамтамасыз етеді. Бұл тиісті "Желіге кірігу шартында" тіркелген ауытқу кездерінен басқа осы құжаттағы егер электр желісі "Энергожүйеге жалғаным тәртібі" бойынша баяндалған өлшемдерге сәйкес жоспарланса, жобаланса және жегімделсе, өзі беретін көлемнен кем болмайды.
117. Қосылымға ұсыныс электр желісіне жалғанудың тараптармен келісілген нақты Техникалық шарттарын мазмұндауы тиіс.
118. Тұтынушылардың өтінімдеріне техникалық талаптар келесі ақпаратты мазмұндауы тиіс:
1) қосылым нүктесі туралы ақпарат (баланстық керек-жарақ, кескін, қауымдастырылған активтердің тізімі, тиісті нөмірлеу мен атаулық, қысқа тұйықталым (ҚТ) тогының деңгейлері, ҚТ тогын қоректендіру, қосылатын желінің толық кедергісі, АТҚ-ның атаулы сипаттамалары, кернеудің атаулы деңгейлері, қорғаныш жабдығының үлгісі/зақымдануды жою уақыты/реле тағайыншамасы, телеажырату тәсімдері, автоматика ерекшеліктері және т.б.);
2) пайдаланушыға жеткізілімденетін келісілген тұтыну көлемдері;
3) ысыраптарды ескере отырып электр энергиясын коммерциялық есепке алу жүйесін орнату туралы жан-жақты ақпарат;
4) қорғаныштың қауымдастырылған жүйелері үшін сынақ аралықтары;
5) техникалық қызметтеуді үйлестіру жөніндегі келісілген хаттамалар;
6) жегім тәсімдері;
7) орнату орнының сызбалары;
8) орнату орнының кез келген ерекше шарттары, шектеулер, ерекшеліктер және т.б.;
9) кез келген талап етілген нақтылы басымдылықтар, жегімдік шарттар және/немесе жалғаным тәсімдері;
10) екі жақ та қажетті деп санайтын мәтін не кестелік тәсімдер түріндегі кез келген басқа мәліметтер.
119. Әрбір пайдаланушыдан не электр желісінің әлеуетті пайдаланушысынан талап етілген нақты ақпарат өтінілген жалғанымның үлгісіне, қуаты мен санаттылығына тәуелді.
Энергоөндіруші ұйымдардың өтініміне техникалық талаптар
120. ЭӨҰ-ның өтініміне техникалық талаптары 120-121-тармақтарында, өтінімнің мазмұны жөніндегі қосымша техникалық талаптар 122-123- тармақтарында баян етілген. Өтінім ең кемі келесі ақпаратты мазмұндауы тиіс:
1) қосылым нүктесі туралы жан-жақты ақпарат;
баланстық керек-жарақ;
кескін;
қауымдастырылған активтердің тізімі;
тиісті нөмірлену мен атаулық;
ҚТ тогының деңгейлері;
ҚТ тогын қоректендіру;
өткізгіштік;
АТҚ-ның атаулы сипаттамалары;
кернеудің атаулы деңгейлері;
қорғаныш жабдығының тұрпаты/реле тағайыншамасы, телеажыратулар тәсімдері, автоматика ерекшеліктері және т.б.;
2) шиналар жүйесінің қорғанышы және аймақ тағайыншамасы;
3) энергоөндірушінің жабдығына әсер ете алатын жүйені оқшаулы телімдерге тарамдау не бөлшектеу тәсімдері;
4) жиілік пен кернеу деңгейлеріне селт ететін өндіруші қондырғының қорғаныш тағайыншамалары;
5) қауымдастырылған энергоөндірушілердің тіркелінген қуаты;
6) қосарлы жегімнің тұрақтылығы қақысында жалғаным тәсіміне ерекше
7) кернеуді реттеу құрылғылары туралы ақпарат;
8) энергоөндіруші ұйым шиналарынан тікелей тұтынушыларға жеткізілімденетін электр энергиясын тұтынудың келісілген көлемдері;
9) технологиялық тұтынулар үшін қажетті көлемдер бөлігінің жүйеде апат болған жағдайда сыртқы көзден алу мүмкіндігі;
10) электр энергиясын коммерциялық есепке алу жүйесін орнату, оны жалғаным нүктесінде есепке алудың нақты орны есепке алудың белгіленген орнынан ерекшеленетін ысыраптарын ескере отырып, есепке алу мен түзетуді ұйымдастыру туралы жан-жақты ақпарат;
11) қорғаныштың қауымдастырылған жүйелері үшін сынақ аралықтары;
12) техникалық қызметтеуді үйлестіру жөніндегі келісілген хаттамалар;
13) жегім тәсімдері;
14) орнату орнының сызбалары;
15) орнату орнының кез келген ерекше шарттары, шектеулер,
16) қауіпсіздік ойласулары бойынша қажетті кез келген ерекше басымдылық, жегу және/немесе коммутацияны ұйымдастыру шарттары;
17) екі жақ та қажетті деп санайтын мәтін не кестелік тәсімдер түріндегі
121. Электр желісіне қосылуды көздейтін әрбір энергоөндіруші ұйымнан талап етілетін нақты ақпарат ұсынылатын жалғанымның үлгісі мен қуатына тәуелді.
Өтінім мазмұны бойынша қосымша техникалық талаптар
122. "Желіге кірігу Шартында" пайдаланушыға әрбір қосылым нүктесінде берілетін стандарттық қызмет көрсетулерді көрсету қажет.
Бір элементтің едәуір салмақпен шығуы кезінде энергоөндіруші қабілет былайша болуы мүмкін:
1) нөлге тең;
2) өзі атаулы түзімдегі энергожеткізуші қабілеттің белгілі бір бөлігін көрсету;
3) қалыпты.
123. "Желіге кірігу шартында" электр желінің техникалық сипаттамаларына әсер ететін желінің ерекшеліктерін, орналасу орны мен жыл мезгілінің әсерін, сондай-ақ элементтердің кездейсоқ сипатын ескере отырып, болжамдық уақыт мезгілі, ол болмаса энергожеткізуші қабілеттің қалыпты деңгейіне жеткізілген уақыт көрсетілуі мүмкін.
$3. Қосылым тетіктері мен шаралары
124. Пайдаланушы жабдығының электр желісіне табиғи қосылымы осы бөлімде электржелілік компания заңды келісетін кез келген өзгерістерді ескере отырып, баяндалған пайдаланушылардың электр желісіне жалғану шараларына сәйкес жүзеге асырылуы тиіс.
125. Жалғаным тәртіптері және оны атқарудың болжалды мерзімдері Орындаушы Іс-қимылдар Мер- зімі
1. Ресми өтінімді беру Пайдаланушы 1 ай Электржелілік компаниясы
2. Жиынтық қуаты 1 МВт-қа дейінгі объектілер үшін пайдаланушы то- лық ақпарат берген жағдайда толық ұсыныс (техникалық шарт) беру ай
3. Жиынтық қуаты 1 МВт-тан асатын (егер желіні күшейтуді талап етпе- се) объектілер үшін пайдаланушы толық ақпарат берген жағдайда толық ұсыныс (техникалық шарт) беру 2 ай
4. Жиынтық қуаты 1 МВт-тан асатын (егер желіні күшейтуді талап еткен- де) объектілер үшін пайдаланушы толық ақпарат берген жағдайда толық
5. Ұсынысты қабылдау
6. Келісімге қол қою
Электржелілік компаниясы және Пайдалану- шы
7. Қосылған объектіні қабылдау Комиссия құрамы: Электржелілік компания- сы, Мемэнергоқадағалау комитетінің өкілдері, Бас мердігер, пайдаланушы
8. Қосуға рұқсат беру Мемэнергоқадағалау Комитеті Ескерту. 125-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2007 жылғы 26 шілдедегі N 175 бұйрығымен.
126. Электр желіге қосылымға ықыласты әлеуетті пайдаланушы, сондай- ақ тұтыну (берілетін) қуатты ұлғайтуға ынталы қосылған пайдаланушы ұсынысты алу өтінімімен тиісті электржелілік компанияға жүгінуі тиіс. Қосылымға өтінімді қарау үдерісінде электржелілік компания пайдаланушымен электржелілік компанияда орныққан тәртіпке сәйкес пайдаланушы қосылған кернеу деңгейіне келіседі.
Электржелілік компания пайдаланушының жабдығы электр желісінің басқа пайдаланушыларына келтіретін кедергілер әсерінен қашу үшін кәдімгідегіден ерекшеленетін жалғаным кернеуін көрсете алады.
127. Қосылымға ұсыныс бергенге дейін желілік компания қосылым нүктесіндегі пайдаланушы жабдығы осы Ережелердің талаптарына және іс- қимылдағы нормативтік-техникалық құжаттар мен стандарттарға сәйкес келетініне көзі жетуі тиіс.
128. Егер жаңадан қосылатын жүктеменің шамалары электр желісінің шектік шамаларының асуына әкеп соқпаса, электржелілік компания стандарттық қағидаттар негізінде қажетті қосылым ұсынысын жасақтайды. Осы Ұсынысты алған әлеуетті пайдаланушы өз есебіне ондағы барлық жұмыстарды атқаруы тиіс.
129. Қосылымға өтінім.
Жаңа қосылым кезінде, жүйедегі қосылым нүктесін өзгерткен кезде әрбір пайдаланушы тиісті электржелілік компанияға оған тұрпаты, көлемдері, мерзімдері мен барлық басқа керекті деректер туралы ақпарат беретін қосылымға ресми өтінімді тапсыруы тиіс. Бұл ақпарат электржелілік компания электр желінің жабдығы қамтамасыз етуі тиіс өткізгіш қабілетін қоса отырып, өтінімді бағалау үшін қажет. Бұл не трансформатор немесе тікелей сол кернеу деңгейінде басқа электржелілік компанияға қосылуы мүмкін электржелілік компанияға да, электр энергиясын тұтынушылар және ЭӨҰ секілді қосылымның барлық өтінім иелеріне қолданылады. Мұндай жағдаятта жалғанатын электржелілік компания пайдаланушы деп саналады.
130. Өтінімді берген кезде өтінуші (әлеуетті пайдаланушы) келесі мәліметтерді табыс етеді:
1) электр желісінің қосылымы қақында энергожүйені дамыту жөніндегі негізгі қағидаттарда көрсетілгендей жоспарлау бойынша деректер;
2) электр желісін дамыту жөніндегі негізгі қағидаттарда көрсетілгендей техникалық деректер бойынша мәліметтер.
Электржелілік компания бұл деректерді құпия деп санағанына қарамастан, олар егер осы өтінімді өңдеу үшін қажет болса басқа электржелілік компаниялардың иелеріне және ЖО-ға тапсырылуы мүмкін.
131. Егер қосылым өтінімінде көрсетілген құрылым не жіліктелген техникалық ақпарат электржелілік компания тағайындаған талаптарға және электр желіге кірігудің осы шараларына сәйкес келмесе, пайдаланушы мұны электржелілік компанияға хабардар етуі керек.
132. Энергоөндіруші ұйым қосылымының техникалық-экономикалық негіздемесі (Электр станса құрылысының ТЭН) "Электр қуатын беру тәсімі"
бөлімін кіргізуі тиіс. Бұл бөлім электр қуатын берудің алуан нұсқаларын қарастыруы және электр жеткізу желілерінің саны мен электр стансасы электржелілік компанияға жалғануы мүмкін кернеу деңгейін айқындауы қажет.
$4. Қосылымға ұсыныс. Желіні күшейту талап етілмейтін қосылым
133. Қосылымға берілген өтінішке жауап ретінде электржелілік компания айрықшамалармен (Техникалық шарттармен) бірге қосылымға ұсыныстарды әзірлеуді бастауы және өтінушіге дайын ұсынысты осы Ереженің 125-тармағында көрсетілген мерзімде беруі тиіс.
Ескерту. 133-тармақ жаңа редакцияда - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2007 жылғы 26 шілдедегі N 175 бұйрығымен.
134. Өтінімді алғанда электржелілік компания қосылымға және жоспарлау мен қоршаған ортаны қорғау жөніндегі туындаған заңнамаға байланысты өтінушіге барлық тәуекелдер мен міндеттемелер туралы ақпарат беру үшін тиісті күш салуы қажет.
135. Электржелілік компания барлық өтінушілерден міндетті ретпен техникалық қызметті және осы ұсыныс жөніндегі шығындарды бағалау үшін негізді қажет қосылым өтініміне байланысты кез келген қосымша ақпаратты тапсыруын талап ете алады.
136. Электр желі қызметтеуінің деңгейін және электр энергияның сапасын қолдау үшін электржелілік компания жағдаятқа байланысты басқа электржелілік компаниялармен және/немесе басқа желілердің пайдаланушыларымен кеңесуі тиіс. Мұнда ол сондай-ақ келесіні анықтауы керек:
1) қосылатын жабдықтың техникалық сипаттамалары бойынша мәліметтер көлемі;
2) электр желінің басқа бөліктерінде қажет болатын жетілдірулер ауқымы мен құны;
3) жаңа қосылымның электр желінің өткізгіш қабілетіне мүмкін болар елеулі әсері.
137. Электр станциясын қосу ұсыныстарын даярлаған кезде электржелілік компания келесі шамаларды қарастыруы тиіс: әр-түрлі кернеудегі таратушы құрылғылар арасындағы ағындардың алдын ала мәні, өндіруші қондырғылардың кернеу сыныптары бойынша таралуы, қуат берудің электр түсімі және электр станциясынан шығатын әрбір кернеу сыныбының электр жеткізу желілерінің саны, электр энергиясының алмасу ағындарының сипаты мен көлемі.
минералдық ресурстар министрінің 2007 жылғы 26 шілдедегі N 175 бұйрығымен.
138. Егер қосылым өтінімінде көрсетілсе не электржелілік компания ұсынылған жабдықты қосу кернеу мен ток қисық сызығы нысанының бұрмалануына, кернеу тербелістеріне немесе қосылымның бір не өзге нүктесіндегі кернеудің үш фазалары арасындағы бейсимметрияға әкеп соғады деп зілді негізімен санаса, онда электржелілік компания пайдаланушыны қосылымға дейін жетуі тиіс осындай бұрмалаулардың қол жеткізілген деңгейлерін хабардар етуі керек. Электржелілік компания сондай-ақ соңғыға осы деңгейге жетістігін қамтамасыз ету үшін жабдықты жобалауға заңды талап етілуі мүмкін толық ақпаратты пайдаланушыға тапсыруы тиіс.
139. Электржелілік компанияны қосу туралы Ұсынысты дайындау кезінде қашықтан басқару және қашықтан бақылау жөніндегі жабдық бойынша қағидатты кіргізуі тиіс, ол осы Ережелерде көрсетілгендей, электр желісін жегу үшін қажет.
140. Қосылым туралы ұсыныс электр желісіне ұсынылатын қосылым шарттарын, сондай-ақ пайдаланушы төлеуге тиіс осымен байланысты шығындарды кіргізеді. Қосылым ұсынысы әділ де негіздемелі болуы тиіс, ол электр желісінің қауіпсіз де сенімді жегілуін ескеруі керек. Шығындарды анықтаған кезде электржелілік компания жоспарлау мен жобалаудың ең үнемді әдістемелеріне еруі қажет.
141. Қосылым ұсынысында электр желісіне бір нұсқадан аса қосылым және/немесе түрлі деңгейлер мен қызметтеу шарттары бола алады.
142. Электржелілік компания және оның пайдаланушысы қосылым жөнінде және қосылымға қатысы бар кез келген басқа мәселелер бойынша келіссөздер жүргізуге қақылы.
143. Қосылым ұсынысындағы техникалық шарттарды орындау ары қарайғы қосылым жобасын жасақтау тапсырылған өтінушілер мен жобалау ұйымдары үшін міндеттілі.
144. Пайдаланушының қосылымға ұсынысын қарау (қабылдау) осы Ереженің 125-тармағында көрсетілген мерзімге сәйкес қабылданады немесе тараптармен айқындалуы мүмкін. Кез келген жағдайда бұл мерзім әлеуетті пайдаланушы оны жан-жақты зерттеп, егер керек болса электржелілік компаниямен талқылайтындай жеткілікті болуы тиіс. Қажет жағдайда пайдаланушы желілік компанияға осы мерзімді ұзартуды өтіне алады.
Ескерту. 144-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2007 жылғы 26 шілдедегі N 175 бұйрығымен.
145. Ұсыныстың іс-қимыл мерзімі тараптардың келісімімен белгіленеді, бірақ іс-қимылдағы жобалау және құрылыс нормаларының негізінде айқындалған әлеуетті пайдаланушының объектілерін жобалау мен салуға қажетті мерзімнен кешіктірілмеуі керек.
$5. Желінің күшеюіне қажетті қосылым
146. Егер қосылым өтінімін қарастыру үдерісінде электржелілік компания оның электр желісінің сенімділігін азайтатын белгілі бір жәйттер (электр жеткізу желілерінің қосылым қосалқы стансасына, басқа электржелілік компанияның қосалқы стансасына өткізу қабілетін тауысуы, желілердің қосалқы стансасында орнатылған түрлендіруші трансформаторлардың, тұтынушының қосылған электр жеткізу желілерінің ұйықтық қуатын қарымталау құрылғыларының атаулы қуатының артылуы, тұтынушы технологиялық процестерінің желідегі кернеу сапасына әсерін жоятын сүзгіш қарымталаушы құрылғылардың жеткіліксіз қуаты) бар екендігін белгілесе, оны жоюға электржелілік компания тарапынан инвестиция талап етілсе, онда электржелілік компания осы Ереженің 125-тармағында көрсетілген мерзімде өтінушіге объектіні электржелілік компанияға қосудың алдын ала Ұсынысын (алдын ала Техникалық шарттар) береді. Электржелілік компания өтінушіге қосылымға алдын ала ұсынысты талдауды жүргізу үшін тиісті бейімдегі тәуелсіз жобалау институтына өтінуді ұсына алады.
Ескерту. 146-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2007 жылғы 26 шілдедегі N 175 бұйрығымен.
147. Қосылымға алдын ала ұсыныс өтінушіге, ЭӨҰ-ға соңғысында құрылысқа телімді пайдалану рұқсаты жоқ болса да беріледі. Бұл жағдайда әлеуетті пайдаланушы осы ұсынысты құрылысқа телімдерді пайдаланудың әралуан нұсқаларына техникалық және экономикалық бағалауды жүргізу үшін қолдана алады.
148. Алдын ала Ұсыныста мыналар көрсетіледі:
1) Қосу нүктелері (қосалқы стансалар, электр стансалары немесе электр жеткізу желілері), сонда объектіні қоректендіретін әуелік не кабельдік желілер атқарылатын кернеу, жалғаным нүктелеріндегі кернеудің күтілген деңгейі;
2) әлеуетті пайдаланушының электр қондырғыларын қосуға байланысты қожайынның жүйедегі желісін күшейту жөніндегі негіздемелі талаптар.
$6. Қосылымға Ұсынысты талдау және пысықтау
149. Электржелілік компаниядан қосылымға ұсынысты алған кезде желіні қажеттілі күшейту туралы жан-жақты ақпаратты кіргізе отырып, әлеуетті пайдаланушы онымен танысуға және өз келісімін растауы тиіс. Ол тілегі бойынша тәсімді жасақтауға тиісті лицензиясы бар электржелілік компаниямен және /немесе жобалау институтымен (жобалау ұйымымен) осы Ұсынысқа тәуелсіз сараптама жүргізе алады.
Барлық жобалау жұмыстары өтінуші қаражатының есебінен орындалады.
150. Тәсімді жасақтау нәтижелерін пайдаланушы электржелілік компаниямен келістіреді, сонан соң өзінің ішкі құжатымен бекітіледі.
151. Егер жүктемелі немесе 1-10 МВт беретін өтінуші аймақтық жеткізуші не таратушы желіге қосылса, электржелілік компания және өтінуші бір айдың ішінде ЖО-ға жабдықты қосу Ұсынысының мәртебесі туралы хабарлауға және қосылымға өтінім көшірмелерін жіберуге міндетті. Өтінушінің 10 МВт-тан асқан қуатын жалғаған кезде желілік компания және өтінуші қосылым өтінімі мен Ұсынысын ЖО-мен келісіп алуы тиіс.
152. Ұсынысқа кірген барлық талаптар тараптардың келісуі бойынша таза дайындалуы, ұсынылуы мен қолданылуы және құпиялы ақпарат деп саналуы $7. Электр желісіне кірігу Шартын жасасу
153. Егер өтінуші қосылым туралы Ұсынысты атқаруға қабылдаса, ол келесі әрекетті орындауы тиіс:
1) екі ай мерзімі немесе тараптардың келісуі бойынша өзге мерзім ішінде электржелілік компанияға оның Ұсынысты қабылдайтынын жазбаша хабардар ету. Осы мерзім кез келген жағдайда екі айдан кем болмауы тиіс, сонан кейін автоматты түрде бітеді;
2) бір ай ішінде электржелілік компаниямен желіге кіру Шартына қол қою;
3) желіге кіру шартына қол қойғаннан кейін пайдаланушы бір ай ішінде осы Ережелердің энергожүйені дамыту жөніндегі бөлімде көрсетілген жан-жақты жоспарлы деректерді ұсынуы тиіс. Электржелілік компания осы тұстан бұл деректерді жеткізуші желіні дамыту жоспарын, тарқатушы желіні дамыту жоспарын және өндірісті дамытудың индикативтік жоспарын жасаған кезде
154. Кейбір кездерде қажеттікке қарай жоғарыда көрсетілген мерзімдер тараптардың келісімі бойынша ұзартылуы мүмкін.
155. Іске қосылатын нысандар құрылысы. Жобалау құжаттамасын әзірлеген соң әлеуетті пайдаланушы Техникалық шарттардың барлық іс- шараларын толық көлемде және өзінің есебінен атқаруы тиіс.
Ескерту: 155-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
156. Өтінушінің жалғаным жобасына сәйкес салған объектілерді белгіленген тәртіппен түзілген комиссия қабылдауы тиіс.
157. Желіге кіру шартында көрсетілген барлық шаралардың орындалуының толымдығы мен дұрыстығын комиссия растағаннан соң Қазақстан Республикасының мемлекеттік энергетикалық қадағалау жөніндегі Комитеті пайдаланушыға "Қосуға рұқсат" береді.
$8. Меншік құқысы - Коммерциялық шекаралар
158. Электржелілік компания иесінің активтеріне меншік құқығы арасындағы шекара, аспаптар мен жабдық, сондай-ақ солармен байланысты жабдық төмендегі тармақтарда көрсетілгендей коммерциялық шекарада болуы тиіс. Барлық жағдайларда коммерциялық шекара қосылым нүктесі болады.
Пайдаланушыны электр желісіне жалғау үшін талап етілген жабдық желіаралық қосылым жөніндегі жабдық (ЖЖЖ) ретінде белгіленген.
159. Электржелілік компания меншік құқығының келісімдік шекарасын көрсететін, электр жалғанымдардың кестелік тәсімдерімен бірге "Баланстық керек- жарақты шекаралау және жегімдік жауапкершілікті шекаралау туралы Актіні"
дайындайды. Электржелілік компания мен желіні пайдаланушы осы құжаттардың көшірмелерін сақтайды. Шекараларға қатысты келісімдер жөнінде қайсыбір тараптардың бірі ұсынған өзгерістер алдын ала келісілуі және электр жалғанымдардың тиісті кестелік тәсімдерінде көрсетілуі тиіс.
160. Пайдаланушы мен электржелілік компания арасындағы коммерциялық шекара-тармақтарына сәйкес айқындалуы тиіс.
161. Іс-қимылдағы ЭӨҰ үшін коммерциялық шекара ЭӨҰ-дағы таратушы құрылғының жоғарғы кернеу жағында, электр жеткізу желілерінің оларды электржелілік компаниялармен жалғайтын жалғаным нүктелерінде болады.
162. Жаңадан жобаланатын энергоөндіруші ұйымдар үшін коммерциялық шекара генераторлардың жоғарылатқыш трансформаторларындағы жоғары кернеу жағында болуы тиіс.
163. Электр энергиясын жекелеген желілік компаниялар немесе бір компанияның филиалдары арасындағы коммерциялық шекара электржелілік компаниялармен бірлесе келісіледі.
164. Электр энергиясын жеткізуші және таратушы электр желілері арасында жеткізу жөнінде коммерциялық шекара электржелілік компаниялардың уағдаластығы бойынша төмендетуші трансформатордың жоғарывольтты (төменгівольтты) жағында болады.
165. Таратушы желілер арасындағы қосылым нүктесі бойынша коммерциялық шекара тарқатушы желілердің қос иелерімен келістіріледі.
166. Жеткізуші не тарқатушы электр желісіне тікелей қосылған пайдаланушылар үшін коммерциялық шекара Желіге кірігу шартына сәйкес жерде болады.
167. Арнаулы талаптар.
Жоғарыда көрсетілген жалпы ережелерге иек артқан жөн, бірақ та олар әрбір жекелеген жағдайда жергілікті жерлердегі айрықшамалық талаптарға, таратушы құрылғылардың жоспарына, пайдаланушылар қондырғыларының тұрпатына және т.б. тәуелді болады. Соған қарамастан, әрбір бөлек жағдайда қосылым нүктелері мен коммерциялық шекара Желіге кірігу шартында көрсетіледі және электр жалғанымдарының тиісті кестелік тәсімдерімен өрнектеледі (бұл қажет жерде).
168. Меншік құқығы мен жегім.
Пайдаланушыға пайдаланушының қосылым нүктесі жағында барлық электржабдыққа аспаптар мен жабдыққа ие және осы активтердің Қазақстан Республикасының заңнамасына, осы Ережелерге және соның ішінде желіге кіру Шартының қағидаттарына сәйкес қауіпсіз жұмысы мен техникалық қызметтеуін қамтамасыз етеді.
169. Қосылым нүктесіндегі пайдаланушы активтері, желіаралық қосылым жөніндегі жабдық, сондай-ақ байланыс пен өлшем алу құралдары және солармен байланысты аспаптар мен жабдықтар Желіге кірігу шартында егжей- тегжейлі белгіленеді.
170. Электржелілік компания оның қосылым нүктесіне өз жағындағы барлық электржабдыққа, аспаптар мен жабдыққа ие болады. Электржелілік компания, егер бұл қолданылса, қосылым телімінде жоғары кернеулі қосалқы стансасын, сондай-ақ ЖО-мен, егер бұл қолданылса, Қазақстандық заңнамаға, осы Ережелерге және желіге кірігу Шартына сәйкес электр желісіне қосу үшін талап етілуі мүмкін басқа қосылым активтерін иелейді, жегімдейді және ұстайды.
171. Жаңа қосылымға байланысты барлық шығындарды пайдаланушы төлейді.
$9. Қосылым талаптары
172. 118-121-тармақтарда тізбесі келтірілген деректер мен мәліметтер негізінде қосылымға ұсыныстарды әзірлеген кезде электр желіге жалғанатын пайдаланушы атқаруға тиіс, сондай-ақ электржелілік компанияның электр желіге қатысты пайдаланушылармен қосылымның әрбір нүктесінде сақтауға тиіс өлшемдері қосылым объектілерін жобалау және жегу жөніндегі ең төменгі техникалық талаптар, өлшемдер жасақталуы керек.
173. Қосылым нүктесінде әрбір электржелілік компания жалғаным нүктесінде электр энергиясын тұтынушыларға жеткізілімдеудің пара-пар сенімділігін қамтамасыз етуі тиіс. Электр жеткізу жүйесінің жегім сенімділігі осы Ережелерде сыйпатталған іс-әрекеттердің атқарылуы қаншалықты мүмкін болса, соншалықты қамтамасыз етіледі.
174. Осы Электр желісіне кірігу тәртібі жоғарыда еске салынған міндет келесі іс-қимылдармен қамтамасыз етілуін талап етеді:
1) әдеттегі және апаттық жағдайларда, сондай-ақ жөндеу жұмыстарын атқарған кезде жоғары операциялық сенімділікті қамтамасыз ететін қосалқы стансаға негізгі электр жалғанымдарының тәсімдерін таңдау және жобалау;
реле қорғанышы мен апатқа қарсы автоматиканың тұрақты селт ету даярлығы.
175. Меншік шекарасындағы барлық жабдық осы Ережелерде және Қазақстан Республикасының өзге де құжаттарында мазмұндалған жобалау өлшемдеріне сәйкес болуы тиіс.
176. Электр желісінің жалғанымдары өзіне электржелілік компанияның пайдаланушы қондырғыларын ажырату үшін тиісті коммутациялық аппаратураны кіргізеді.
177. Әрбір бөлек алынған жағдайдағы нақтылы талаптар тиісті Желіге кірігу шартында жіліктей отырылып айқындалады.
$10. Электржелілік компанияларға талаптар және пайдаланушыларға ортақ талаптар
178. Электржелілік компаниялар өз электр желілерін ЖО-дан алған нұсқауларға сәйкес иелейді, ұстайды және жегеді. Бұл атқарымдар осы тұста бар электр желілерін жоспарлау, жегу және қауіпсіздендіру жөніндегі "Қазақстан Республикасы энергожүйесінің сапа мен қауіпсіздік Стандарттарына", нормативтік және заңнамалық актілерге, электржелілік компаниялардың ішкі ережелеріне сәйкес орындалады. Электржелілік компаниялар мен ЖО пайдаланушылармен қосылым нүктелерінде осы ЭЖЕ талаптарына және электр энергия сапасының іс-қимылдағы стандарттарына (кернеу мен жиілік, үйлесімді бұрмалаулар, кернеу тербелістері, фазааралық кернеу ассиметриясы және т.б.
бойынша) сәйкес электр энергия сапасын қамтамасыз етуге міндетті.
179. Әрбір пайдаланушы өз телімінде аспаптар мен жабдықты жегімдейді және қызметтейді әрі жаңадан қосылған жабдықты немесе Қазақстан Республикасындағы нормативтік құжаттардың белгілеген талаптарына, осы Ережелерде баяндалған қосылым телімдерінің техникалық шамаларына, сілтеме берілген стандарттар мен шараларға сәйкес жобалайды.
180. Пайдаланушы өз телімінде сенімді жұмыс, жоспарлау, жегу және техникалық қызметтеу әрі желіаралық жалғаным бойынша жабдықтау жөніндегі осы Ережелер мен басымды стандарттардың барлық талаптарын, шаралар мен техникалық шарттарды сақтайды. Пайдаланушылар жеткізуші және таратушы желілерге қосылымда іске қосылғн желіаралық жалғаным жөніндегі жабдықты, сондай-ақ осы тарауға сәйкес желілерге тікелей қосылған резервтік және қосалқы қондырғыларды иелейді, жегеді және қызметтейді.
$11. Электр желі пайдаланушыларына талаптар
181. Пайдаланушылардың электржелілік компанияға қосылымның техникалық шарттары іс-қимылдағы стандарттарға және нормативтік құжаттарға сәйкес жасақталуы және қосуы, бірақ келесі талаптармен шектелмеуі тиіс.
1) активті қуатты тұтынуға мыналар бойынша шектеу шарттарын анықтау:
а) активті қуатты тұтыну өзгерісінің жылдамдығы;
б) пайдаланушы желісіндегі жүктеме тербелістерінің шектері;
2) реактивті қуатты тұтынуға қосылатын пайдаланушы электр энергиясын тұтынуға (беруге) міндетті қуат коэффициентін анықтау;
3) жоғары үйлесімдермен бұрмалаулар мен кернеу асимметриясына - тұтынатын токтағы жоғары үйлесімдердің құрамы мен жарамды шамасын, сондай- ақ кернеу асимметриясының жарамды шамасын анықтау;
4) қорғаныш пен басқару және апатқа қарсы автоматика құрал- жабдығына:
а) пайдаланушыға тиесілі жоғарылатқыш трансформатордың, шиналар мен қоректендіруші желілердің, энергоқондырғылардың реле қорғанышындағы құрал-жабдық құрылғысының, соның ішінде Қазақстандағы күшіне ие тиісті стандарттардың талаптарына сәйкес болуы тиіс ажыратқыштар мен автоматтық қайта қосуды ажырататын резервілеу құрылғысының көлемін анықтау;
б) қорғаныш құрал-жабдығын баптау шамаларына:
ҚТ токтарының деңгейлері мен оларды жүйеден қоректендіруді анықтау;
қорғаныш жабдығының тұрпатын, ҚТ-ды жою уақытын, релені баптауды анықтау;
өндіруші қондырғылар/жоғарылатқыш трансформаторлар үшін саралап қорғауды баптауды анықтау;
өндіруші қондырғылар үшін қорғауды баптауды анықтау;
шиналық жалғанымдар аймағының қорғанышын анықтау;
жиілік және кернеу бойынша сезгіш өндіруші қондырғыны қорғауды қондырғы орнының сызбасын анықтау.
Реле қорғанышы мен коммутациялық аппараттарды алыстан ажырату құрылғыларынан келіп түсетін сигналдарды үдемелеу үшін қорғаныш құрылғыларының байланыс құралдары.
Атаулы кернеуі 110 кВ және одан жоғары таратушы жабдыққа барлық электржалғанымдары үндесудің бақылау құрылғыларына ие болуға тиіс. Барлық үндесуші өндіргіш қондырғылары жоғары сыныпты дәлдіктегі үндесудің автоматтық құрылғыларына ие болуға тиіс.
Жиіліктік қорғаныш.
Қондырғыларды желіден айыру жүйесі Қазақстанда іс-қимылдағы тиісті нормативтік-техникалық актілерге сәйкес болуы тиіс.
Қорғаныштың іске қосылу жылдамдығы.
ҚТ кезінде іске қосылу пайызы 99%-дан кем болмауы тиіс. Ол зақымдалған жабдықта ажыратқыштарды өшіру жөніндегі қорғаныш жүйесінің қабілет көрсеткіші болып табылады.
ҚТ-ды тіркеу құрылғысы Қазақстанда іс-қимылдағы ҚТ-ды талдауды жүргізудің тиісті стандарттық талаптарына сәйкес болуы тиіс.
Жерге ұштау.
Жерге ҚТ сыйымдылықты токтарын доғаөшіргіш құрылғыларды қолдана отырып қарымталау жөнінде деректер табыс етілуі тиіс.
ҚТ деңгейі.
Пайдаланушы жабдығының қосылым нүктесіндегі ҚТ-дың атаулы сипаттамалары.
182. Пайдаланушы қажетті жүйелік бақылауды жүзеге асыру үшін электржелілік компанияға қажетті кернеудің, жиіліктің, активті және реактивті қуаттың кіру және шығу серпіндерін әрі өз жүйесінен сигналдарды бөліп алу нүктелерін қамтамасыз етуі тиіс.
183. Электр желісі жұмысын басқару және бақылауды қамтамасыз ету мақсатында пайдаланушылар мен электржелілік компания арасындағы байланысты орнату қажет.
Байланыс құралдары электр желісін қолданушылар, барлық электр стансалар арасында, сондай-ақ пайдаланушылар мен ЖО арасында орнатылуы тиіс. Бұл байланыс құралдары кейбіреуін немесе барлық төменде келтірілген мүмкіндіктерді кіргізеді:
1) бастапқы дауыстық байланыс құралдары;
2) резервтік не апаттық дауыстық байланыс құралдары;
3) факсимильдік аппарат;
4) жүйені бақылау үшін телеметриялық құрылғылар;
5) деректерді жеткізудің электрондық арналары;
6) коммерциялық есеп үшін байланыс арналары;
7) әрбір жекелей алған жағдайда нақтылы талаптар Желіге кірігу шартында жан-жақты айқындалады.
184. Электржелілік компания мен пайдаланушы әрбір қосылым нүктесі бойынша өз міндеттерін мыналарды кіргізе желіге кірігу Шартына қосуы тиіс:
1) қосылым нүктесіндегі меншік, басқару, бақылау, қызметтеу мәселелері;
2) жедел тәсім - тағайындалған пішімде;
3) телімнің жалпы жоспардағы сызбалары - тағайындалған пішімде;
4) жабдық пен аппараттардың ӘА айрықшамалары;
5) телекоммуникациялық және телеметриялық жабдық айрықшамалары;
6) коммерциялық есеп жүйесін құрастыру өлшемдері;
7) телімге кірігу тәсімдері;
8) қорғаныш жөніндегі ақпарат (релелік);
9) РҚ бойынша жоспарлы жұмыстар жөнінде ақпарат;
10) техникалық қызметтеу жөнінде келісімдер;
11) қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау бойынша міндеттемелер.
185. Электржелілік компания және тиісті пайдаланушы осы Ережелердің 4-бөліміндегі "Агрегаттар мен жабдықтарды сәйкестендіру тәртібі" жөніндегі 4- тарауына сәйкес талаптарды жасақтауы тиіс.
186. ЭӨҰ осы Ережелердің талаптарына және ЖО-дың немесе электр желісін жегімдеу мен сенімді жұмысы жөніндегі тиісті электржелілік компанияның нұсқауларына қатаң сәйкес өндіруші қондырғыларда кернеуді реттеу құралдары мен жүйеаралық байланыс желілерінде жиілік пен реактивті қуатты реттеу құралдарына ие болуға міндетті.
Әрбір өндіруші қондырғы Қазақстанда қабылданған активті және реактивті қуатты реттеу жөніндегі нормативтік-техникалық құжаттаманың талаптарына, жиілік сипаттамалар мен үндестік қорғанышқа сәйкес болуы тиіс.
$12. Сынақтар
187. Барлық электржелілік компаниялар осы пайдаланушы мен электржелілік компания арасындағы шартқа сәйкес желілерге қосылған пайдаланушы жабдығына сынақтар жүргізу құқысына ие. Олар мына мақсат үшін жүргізіледі:
1) техникалық талаптар мен стандарттардың қосылым телімі жөніндегі нақтылы ережелерге сәйкестігі туралы;
2) қосылым нүктесіндегі технологиялық бұзылудың кез келген мүмкінділі қатерін (бұрынғы не әлеуетті) зерттеу;
3) үлгілеу үшін не тиісті пайдаланушының жұмыстық жегімді сипаттамаларын Желіге кірігу Шартының талаптарына сәйкестігін бағалау үшін талдамалық шамаларды айқындау.
188. 187-198-тармақтарға сәйкес орындалатын сынақ жүргізу шығындарын сынақ жүргізетін электржелілік компания төлеуі тиіс. Алайда, егер сынақтар пайдаланушының белгілі бір деректерден елеулі ауытқуын және /немесе осы Ережелерде көрсетілген қажетті техникалық айрықшамаларға сәйкессіздігін байқатса, онда сынақ шығындарын пайдаланушы төлейді.
189. Жабдықтың жұмысын тексеруге ықылас білдірген электржелілік компания тиісті пайдаланушыны осындай сынақ жүргізетіні туралы оны жүргізгенге дейін ең кемі бір ай бұрын хабардар етуі тиіс. Хабарлауда сынақтың басталу уақыты, оның ұзақтығы және тексеруді жүргізетін нақты тұлға көрсетілуі тиіс. Сондай-ақ хабарлама осындай сынақтың себептері мен сәйкессіздіктің болжамдық көзін кіргізуі керек. Пайдаланушылар мұнда жұмыс теліміне толық кіру рұқсатын және сынақты жүргізу үшін бүкіл қажетті көмегін табыс етуі тиіс.
Егер тараптар сынақты жүргізу талаптары, мерзімдері барысы туралы келісе алмаса, тараптар Мемэнергоқадағалау өкілін туындаған қайшылықты шешу және тексеруді жүргізу үшін тартады.
190. Электржелілік компания телімде жұмыс тәртібін сақтауы және пайдаланушыға зиян келтірмеуі керек. Ол кәсіпорынның ағымдық жедел қызметіне сынақты атқару үшін пара-пар қажет дәрежеге дейін ғана араласа алады.
191. Электржелілік компания пайдаланушының жабдығына тестілеу не мониторинг жабдығын қоса не болмаса пайдаланушының осындай құрылғыларды өзі қосуын талап ете алады. Мониторингтік (тестілік) жұмыстарды атқарған кезде желі иесі жабдықтың мониторингіне еш кедергі жасамауы керек.
192. Ағымдық сәйкестік (192-196-тармақтар).
Әрбір ЭӨҰ электржелілік компанияға барлық оның өндіруші жабдығы осы бөлімнің техникалық талаптарына және тиісті Желіге кірігу Шартының қағидаттарына сәйкес келетіндігі туралы дәлелдемелерді ұсынуы тиіс.
193. Әрбір ЭӨҰ және басқа пайдаланушылар электржелілік компаниямен техникалық талаптарға ағымдық сәйкестігін растау үшін бүкіл жабдық бойынша олардың арасындағы шартқа сай мониторинг/бақылау жүргізу әдістемесін кіргізе отырып, сәйкестікке мониторинг/бақылау жүргізу бағдарламасын келістіруі тиіс.
194. Электржелілік компания пайдаланушыға қажетті тестілеуден кейін алынған талдамалық үлгіні шартқа сәйкес сынау нәтижелері мен шамаларын пайдаланушыға тапсыруы керек.
195. Егер жұмыс сипаттамаларына сынақтар немесе "жұмыс" түзіміндегі жұмыс сипаттамаларының мониторингі пайдаланушының бір не одан артық техникалық талаптарды сақтамайтынын көрсетсе, пайдаланушы мынаған борышты:
1) электржелілік компанияны тез арада хабардар ету;
2) электржелілік компанияға қабылданатын шаралар мен осындай шараларды жүргізу кестесі туралы тез арада ақпарат беру;
3) тиянақты түрде мұндай шараларды алдын ала қабылдау және электржелілік компанияның алдында ай сайын осы жұмысты жүргізу барысы туралы хабарлау;
4) талаптарға сәйкестігін растау мақсатында жүйе мен жабдыққа түзету шараларын бітіру жөнінде ары қарайғы сынақтар немесе мониторинг жүргізу.
196. Егер электржелілік компания электр желісінің қауіпсіз жұмысына немесе жеткізілім сапасына қатер бар не төнеді деген негіздік пікірге ие болса, онда ол тиісті пайдаланушыдан оны желіден ажыратуды талап ете алады.
Пайдаланушы оның жабдығы енді қажетті талаптарға сәйкес келеді деген айқын да ЖО-ды (электржелілік компаниясын) қанағаттандыратын дәлелдемелер тапсырғанда ғана желіге тағы қосылуы мүмкін.
197. Әрбір пайдаланушы электржелілік компаниямен осы пайдаланушыны электр желіге қосатын қосылым нүктесімен байланысты қорғаныш жүйелерінің жабдық жұмысын тексеру үшін үйлестіруі тиіс.
Электржелілік компания келесі мезгілде сынақтар жүргізе алады:
1) жабдықты жұмысқа қосылымның тиісті нүктесінде қосу алдында;
2) дүркін-дүркін, іс-қимылдағы нормативтік-техникалық құжаттарға сәйкес және желіге кірігу шартында белгіленген мерзімдерде.
198. Әрбір пайдаланушы сынақтар мен тестілеу деректерін бастапқы жабдықтың барлық бөліктері жөнінде қосылымның әрбір телімі бойынша алты жыл бойы сақтауы тиіс. Осындай бүткіл тестілерді/сынақтарды жүргізу шығындарын пайдаланушы көтеруі тиіс.
199. Желі пайдаланушылары өз жабдығын электржелілік компаниядан өз еркімен ұзаққа ажырату құқығына ие болады. Егер желі пайдаланушысы қайсыбір өзге келісімдер жоқ кезде осы жабдықты ұзақ мерзімге ажыратуға шешім қабылдаса және егер тиісті шартпен өзге көзделмесе, ол өзінің ниеті туралы электржелілік компанияға және ЖО-ға, сондай-ақ барлық өзінің субабоненттеріне (егер олар болса) жазбаша хабарлауы тиіс.
200. Желі пайдаланушысы ерікті ажыратумен және жегімнен шығарумен тікелей байланысты барлық шығындарды көтереді.
201. Электржелілік компания жабдықты жегімнен шығару жөніндегі шараларды жүзеге асырады және ЖО мен басқа пайдаланушыларды жабдықты жегімнен шығару жөніндегі шаралар солармен жасасылған тиісті желіге кірігу Шарттарының талаптары мен қағидаттарына әсер етуі мүмкін жағдайда хабардар
202. Электр энергиясын ғана тұтынатын электр энергия тұтынушылары өз электр стансаларын электржелілік компаниядан кез келген уақытта келесі шарттармен ажырата алады:
1) келісілген ажырату шараларын пайдалана отырып ұзақ уақытқа;
2) уақытша, электр тұтыну туралы электржелілік компаниямен не ЖО- мен келісім негізінде;
3) қосалқы қызмет көрсетулер туралы келісім талаптарына сәйкес.
$13. Мәжбүрлік ажырату
203. ЭӨҰ-ның өндірістік қуаттарын электр желілерінен ажыратуға келесі мән-жайлар бойынша электржелілік компания шешім қабылдай не ЖО нұсқау бере алады:
1) апаттық жағдаяттардың алдын алу және жою;
2) Қазақстан Республикасының заңнамасына сәйкес;
3) тиісті шарт қағидаттарына сәйкес.
204. Энергоөндіруші ұйымды ажыратудың барлық кездерінде осы шешімді қарау үшін тиісті өкілетті органның басшылығымен комиссия құрылуы тиіс. Комиссия шешімінің нәтижелері тиісті тараптарға тапсырылуы керек.
205. Энергоөндіруші ұйымдарға алдын ала хабарламай мәжбүрмен ажырату кезінде жоғалған табыстар үшін өтемақы келесі мән-жайларда берілмейді:
1) адамдардың денсаулығы мен жабдықтың қауіпсіздігіне төніп келе жатқан қатерді ескерту;
2) электр стансадағы не жалғаным жабдығындағы апаттар;
3) электр стансаның қызметтеу жұмыскерлерінің электржелілік компанияның не ЖО-дың өкімдерін орындамауы;
4) қайсыбір көзделген іс-әрекеттерден не солардың жағынан келісім- шартты бұзу нәтижесінде болған, ЖО немесе электржелілік компанияның уәкілеттігінен тыс және жоспарлауға келмейтін басқа мән-жайлар.
206. Электр энергиясын тұтынушыларына талаптар осы Ережелердің 4- тарауында ескерілген келесі мәселелер қақында таралады:
1) тұтынатын қуатты міндетті түрде кеміту;
2) автоматтық жиілікті жүктеме.
207. Электржелілік компания ЭӨҰ жабдығын электр желіге қайта қосуды мына талаптар кезінде кепілдей алуы тиіс, егер:
1) электржелілік компания өндіруші қондырғыны ажыратуды туындатқан апаттық жағдаят толық жойылды деген мән-жаймен толығымен қанағаттанса;
2) электржелілік компания осы ережелердің, Қазақстан Республикасындағы нормативтік құжаттарының талаптарына немесе тиісті желіге кірігу Шартына сәйкес ажыратуды туындатқан себептерді жоюмен қанағаттанса;
3) ажырату себебі болған желіге кірігу шартының бұзылуы жойылса және ЭӨҰ не электр энергиясын тұтынушы қайталап бұзылудың алдын алу үшін барлық қажетті шараларды қабылдаса.
208. Электржелілік компания ЖО-дан қосуды жаңғырту өкімін алған сәтте электржелілік компания бұл әмірді тез арада орындауы тиіс.
4-Бөлім. Энергетика жүйесі жұмысын басқару ережелері 4-тарау. Агрегаттар мен жабдықтарды сәйкестендіру тәртібі
209. Осы бөлімде электр стансалары агрегаттары мен желілік жабдықтарды сәйкестендіру тәртібі анықталған, баланстық тиесілік бөлігінің шекарасын қоса алғандағы орындарда пайдаланылады. Бұл жаңа телімдерге, сондай-ақ бұрыннан барларға қатысты.
210. Бұл тарау:
1) барлық қосалқы стансаларды, электр стансаларының агрегаттарын және қосу нүктелерін оларға жөнсіз түсіндірілуі мүмкін емес аттар және қысқартылған атаулар беру жолымен сәйкестендіруді қамтамасыз етеді.
2) талаптарды анықтайды, оларға сәйкес электр желісіне кіру Шартына (ЭЖКШ) қол қойылғаннан кейін барлық электр стансалары мен баланстық тиесілік бөлігі шекараларындағы қосалқы стансаларда желілік компаниямен қабылданған электр стансалары мен желілік жабдықтарды сәйкестендіру жүйесі болуы қажет. Электржелілік компания мен пайдаланушы электр стансалары мен тораптық жабдықтарды сәйкестендірудің жалпы жүйесін пайдаланады, бұл жүйені қауіпсіз және тиімді пайдалануға әрі диспетчермен қателіктер жіберу тәуекелін болдырмауға мүмкіндік береді.
3) баланстық тиесілік бөлігі шекарларында қолданылатын электр стансаларының жаңа агрегаттарын, қосалқы стансалар және/немесе жабдықтарды сәйкестендіру туралы, сондай-ақ, электр стансаларының бұрыннан бар агрегаттарын, қосалқы стансалар мен жабдықтарды сәйкестендіру жөніндегі өзгерістер туралы хабарландыру тәртібін анықтайды.
211. Электр стансаларының, қосалқы стансалар мен жабдықтарды қосу нүктелерінде сәйкестендіруде осы Ережелердің 3-бөлімінің 3-тарауында сипатталған желіге рұқсат тәртібіне сәйкес баланстық тиістілік бөлігі шекарасынан өз жағында әрбір телім үшін дайындалған жұмыс тәсімі болуы
212. Бұл тараудың талаптары келесі қатысушыларға таралады:
1) ЖО-ға;
2) электржелілік компанияларға;
3) тарқатушы желіге қосылған ЭӨҰ-н қоса алғанда ЭӨҰ-ға;
4) тікелей қосылған тұтынушыларға.
Ол төмен кернеулі тораптарға қосылған пайдаланушыларға таралмайды (тараудың басына).
$1. Сәйкестендіру тәртібі. Объектілердің, телімдердің атаулары мен олардың қысқартулары
213. Қауіпсіз әрі тиімді жұмыс үшін телімдердің - қосылған немесе электр желісінің бөлігі болып табылатын қосалқы стансалардың, электр стансалары мен электр желілерінің қосу нүктелерінің аттары теріс талқыланбауы өте маңызды.
214. 35 kV және одан жоғары кернеулі барлық телімдер жөніндегі негізгі мәліметтер деректер қорының тіркелімінде болуы тиіс. ЖО деректер қоры тіркелімінің жүргізілуіне өзгерістер енгізілуіне жауапты болады.
215. Егер электржелілік компания немесе пайдаланушы жаңа телімді электр желісіне қосқылары келсе шатасуларды болдырмау үшін қысқа мерзімде бұл телімнің аты ЖО-мен келісілуі қажет. Аты келісілгеннен кейін ЖО оған атау беріледі.
$2. Жаңа жабдықтар
216. Егер электржелілік компания немесе пайдаланушы жабдықтарды баланстық тиістілікті жеткізу шекарасында қондырғысы келсе, олар өздерімен шектесуші басқа субъектілерді ұсынылып отырған агрегаттар мен жабдықтарды сәйкестендіру туралы хабарландыруы тиіс.
217. Тиісті субъектілерді хабарландыру жазбаша нысанда жасалуы қажет және онда жаңа жабдық пен оның сәйкестендірілуі көрсетілген жұмыс тәсімі болуы тиіс.
218. Тиісті субъектілерді хабарландыру болжанып отырған жабдықты қондырудан бұрын сегіз айдан кешіктірілмей жасалуы тиіс.
219. Хабарламаны алушылар оны алғаннан кейін бір ай ішінде өзінің ұсынылып отырған сәйкестендірумен келісетіндігін немесе келіспейтіндігін көрсете отырып жазбаша нысанда жауап қайтаруы керек, сондай-ақ, оның бұрыннан бар агрегаттар мен жабдықтардың сәйкестендірілуіне шатасулар енгізбейтінін растауы тиіс. Егер ұсынылып отырған сәйкестендіру қолайсыз болса, жауапта қолайлысын көрсету қажет.
220. Егер электржелілік компания және басқа субъектілер келісімге келе алмаса, электржелілік компания мұндай телімдерде қолданылатын агрегаттар мен жабдықтарды дербес сәйкестендіруге құқылы.
221. Тұтынушылар баланстық тиістілікті жеткізу шекарасынан өз жағында өз жабдықтары мен агрегаттарын сәйкестендіруді жоспарлау үшін 254- тармаққа сәйкес агрегаттар мен жабдықтарды сәйкестендіру жөніндегі толық ақпаратты сұрастыруға құқығы бар.
222. Агрегаттар мен жабдықтардың келісілген толық сәйкестендірілуі деректер қорының тіркеліміне қосу үшін ЖО-мен тапсырылуы қажет.
223. Электржелілік компания және әрбір пайдаланушы кестелердің жасалуы мен жабдыққа сәйкестендірілуі анық көрсетілген жазбалардың жазылуын жүзеге асырады.
$3. Бар жабдықтар
224. Электржелілік компанияны қоса алғанда телімнің әрбір субъектісі басқа субъектінің сұрау салуы бойынша баланстық тиістілікті жеткізу шекарасынан өз жағында агрегаттар мен жабдықтардың толық сәйкестендірілуін ұсынуға міндетті.
225. Электржелілік компания мен әрбір пайдаланушыға баланстық тиістілікті жеткізу шекарасынан өз жағында орнатылған жабдықтарды іс- қимылдағы заңнамаға сәйкес сәйкестендіру талаптарын сақтауын қамтамасыз
226. Бар жабдықтарға өзгерістер енгізу.
Баланстық тиістілікті жеткізу шекарасында қондырылған бұрыннан бар электр стансаларының агрегаттары мен желілік жабдықтарды сәйкестендіруді өзгерту үшін электржелілік компания немесе пайдаланушы жоғарыда көрсетілген ережелерді енгізілген өзгерістерден көрінетін қажетті түзетулер енгізумен қолданатын болады.
227. Өзінің агрегаттары мен жабдықтарының сәйкестендірулерін өзгертетін пайдаланушы мен электржелілік компания осы агрегаттар мен жабдықтарға жаңа кестешелер мен жазбалар жасайды.
5-тарау. Қауіпсіздікті үйлестіру
228. Осы тарау басқа компаниялардың электрлік құрылғыларымен электр желілері байланысқан жоғары кернеулі электр қондырғыларында жұмыстарды орындау және/немесе сынақ кезінде қауіпсіздік шараларын қолдану мен үйлестіру талаптарын белгілейді.
229. Тарау электр стансаларында немесе жоғары кернеулі электр қондырғыларында жұмыстарды орындау және/немесе сынақ кезінде басқа электр қондырғыларынан қосу нүктесіне дейін қауіпсіздік шараларын қабылдау талап етілетін қауіпті өндірістік жәйттерден қызметкерлерді қорғаудың негізгі қағидаларын анықтайды.
230. Қауіпсіздік жөніндегі шаралар қауіпсіздікті қамтамасыз ету үшін электр қондырғыларын жеткізу және/немесе жерге ұштау талап етілетін жағдайда электр стансаларында және/немесе электр компаниялары мен тұтынушылар жабдықтарында жұмыстарды орындау және/немесе сынақ кезінде қажет.
231. Тараудың талаптары келесі қатысушыларға таралады:
3) 110 кВ-дан төмен кернеулі электр желілеріне қосылған генераторлары бар ЭӨҰ-ға;
4) 6 кВ және одан жоғары желіге тікелей қосылған электр энергиясын тұтынушыларға;
5) Өлшеу аспаптарын жеткізушілерге;
6) Егер бұл қажет болса, осы бөлімнің тиісті параграфтарына сәйкес төмен вольтті желілерге қосылғандарды алғанда электржелілік анықтайтын кез- келген басқа да қатысушыларға қатысты.
232. Жоғары кернеулі жұмыстарға және/немесе сынақтарға қатысушы және Қазақстан БЭЖ-ге кіретін барлық тұтынушылар мен электрлік компанияларда жұмысшыларды қауіпті өндірістік жайттардан қорғауға бағытталған сақтық шараларының жүйесі мен қауіпсіздік ережелері әзірленуі керек. Барлық қолданылатын шаралар Қазақстан Республикасының қолданыстағы нормативтік құжаттарының талаптарына сәйкес болуы тиіс.
233. Қауіпсіздікті қамтамасыз ету жүйесі электр желілері жабдығының немесе оған қосылған электр қондырғыларындағы жұмысқа немесе сынақтарға қатысушылардың барлығының денсаулығы мен қауіпсіздігін қамтамасыз ету үшін қолданылатын тиісті ұйымдастырушылық және техникалық іс-шараларды анықтауы керек. Бұл электржелілік компанияларға, сондай-ақ, осы бөлімде анықталған тұтынушыларға қатысты.
234. Қауіпсіздікті қамтамасыз етудің бұл жүйесінде қажетті жұмыс көлемі мен сынақтарды және қосылу нүктелеріндегі тиісті сақтық шараларын сұрау және тіркеу ережелері, сондай-ақ, қалыпты жұмыс жағдайларында талап етілетін хабарламалар мерзімдері болуы керек.
235. Электр желілеріне кіру Шартына қол қойылғаннан кейін алты айдың ішінде, сондай-ақ, жаңа қосалқы қосылым жіберілгенге дейін үш айдан кешіктірмей әрбір тұтынушы және әрбір электржелілік компания өзінің қауіпсіздік жөніндегі іс-шараларының көшірмесін олармен қосылу нүктесі бар субъектілерге беруі тиіс. Қосылымнан бұрын электржелілік компания шешім және жермен қосуға қатысты тұтынушылардың қауіпсіздігі жөніндегі бірқатар іс- шараларды қарастырып, келісімге келуі керек. Көрсетілген іс-шараларға тараптардың біреуінің енгізген кез-келген өзгерісі мүдделі субъектілерге мүмкіндігінше тез арада хабарлануы тиіс. Бұл өзгеріс электржелілік компаниямен қаралып келісілуі керек.
236. Егер қосалқы қосылу нүктелерінде байланысқан мүдделі тараптар қауіпсіздік шараларын қамтамасыз етудің бір шарасын қолданса және бірдей техника қауіпсіздігі ережелерін қолданса құжаттар алмасу талап етіледі.
237. Пайдаланушылық шекарасы бар қосалқы қосылым нүктелерінде қандай қауіпсіздік шараларын қамтамасыз ету жүйесін қолдануды мүдделі тұлғалар бірлесіп шешеді. Қалай болғанда да қабылданған қауіпсіздік жүйесі ұйымдастырушылық және техникалық іс шараларды қамтамасыз етеді:
1) жабдықтардағы немесе жоғары кернеулі электр қондырғыларындағы жұмыс және/немесе сынақ пайдаланушылық шекараның екі жағы бойынша да жүргізілуі керек, сондай-ақ;
2) егер басқа жақтың жүйесін жеткізу және/немесе жермен ұштау талап етілетін жағдайда.
238. Әрбір электржелілік компания және әрбір тұтынушы жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуі мен қауіпсіздікті қамтамасыз ету жөніндегі іс-шаралардың орындалуы кезіндегі үйлестіру үшін жауапты тұлғаларды тағайындауы тиіс. Олар басқа тұтынушыларды қозғайтын дер кезіндегі жөндеуді жүргізу үшін өзіне ауыстырып қосу, ажырату, жерге ұштау, желіге кіру шартына сәйкес құжаттарды шығару процестерін қосатын тиісті қауіпсіздік шараларының қолданылуын қамтамасыз етуі тиіс. Тұтынушылар жауапты тұлғалар келгенге дейін ауыстырып қосуды орындау үшін жедел қызметкерлерді пайдалана алады. Жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуі үшін жауапты тұлғалар іс-қимылдағы заңнамаға сәйкес жауапкершілікте болады.
239. Қазақстан БЭЖ объектілерінде тек тиісті түрде дайындалған және оқытылған тұлғалар ғана жұмыс қауіпсіздігі үшін жауаптылар болып тағайындалуға құқылы. Техника қауіпсіздігі бойынша оқыту және жаттықтыру үзіліссіз және көп деңгейлі болуы тиіс. Әрбір электржелілік компания және тұтынушы аталған қызметкерлердің дайындығын және оның техника қауіпсіздігі бойынша білімінің тексерілуін қамтамасыз етуі керек және ол үшін
240. Қазақстан БЭЖ объектілеріндегі жоғары кернеулі электр қондырғыларында жұмыстар мен сынақтардың қауіпсіз жүргізілуін ұйымдастыру іс-қимылдағы нормативтік құжаттардың талаптарына сәйкес болуы тиіс.
241. Іс-қимылдағы заңнаманың талаптарында ескерілген қауіпсіздік шаралары әрбір тұтынушы және электржелілік компаниялар ішіндегі жұмысты және/немесе сынақты, сондай-ақ, біреуден көп тарап әрекет ететін жердегі қосалқы қосу нүктелерінің екі жағы бойынша жұмысты және/немесе сынақты қамтуы тиіс.
242. Қауіпсіздік шаралары ауыстырып қосу, жеткізу, жермен қосу және жұмыстар өндірісі жөніндегі операцияларды, сондай-ақ, жұмыстарға және/немесе сынақтарға жіберу мәселелерін нақтылайды. Олар, сонымен қатар, жұмыстардың және/немесе сынақтардың аяқталуынан кейінгі және жұмысқа дайындалғаннан соң жабдықты қосу операцияларын да нақтылайды.
243. Қосылым нүктелерінде жұмыстарды және/немесе сынақтарды орындау үшін тоқтаулар туралы келісу үшін екінші тарапқа жазбаша өтінім қажетті өшіруден кем дегенде екі апта бұрын берілуі тиіс. Тоқтау жүзеге асуы үшін өтінім екінші тараптың техникалық жетекшісімен келісілуі қажет. Өтінім алынған соң бір апта ішінде оны алған тарап тоқтауға келісуі немесе басқа мерзім
244. Жоғарыда көрсетілген сақтық шараларын талап ететін жоспардан тыс жұмыстар және/немесе сынақтар жағдайында қауіпсіздік шараларын қамтамасыз ету бойынша үйлестірулер телефон арқылы ары қарай расталумен және мүдделі тараптардың барлығымен келісілген жағдайда қажетті стандартты үлгі құжаттармен жүзеге асырылуы мүмкін.
245. Әрбір қосалқы қосылым объектілері үшін қауіпсіздік жөніндегі сұратушы жауапты тұлғамен дайындалған тиісті құжаттар жасалуы мүмкін. Онда жабдықтарды жөндеуге шығаруды қамтамасыз ететін ауыстырып қосу, ажырату, жерге ұштау және жұмыстар мен/немесе сынақтар аяқталғаннан кейін қажетті әрекеттер қоса алынған қажетті әрекеттер жүйелілігі көрсетілуі тиіс.
246. Қауіпсіздік жөніндегі құжаттар жұмыстардың қауіпсіз өткізілуіне жауапты сұратушы тұлғалар мен жұмыстардың қауіпсіз өткізілуіне жауапты орындаушы тұлғалар арасында келісілуі тиіс.
247. Барлық ауыстырып қосу жөніндегі жұмыстар жеткізу нүктелері мен жерге қосу туралы келісулер қоса алынған ауыстырып қосу бағдарламаларында немесе бланкілерінде көрсетілген жүйелілікке сәйкес жүргізілуі тиіс. Тиісті жабдықтардың бастапқы тәсімін қалпына келтіру үшін жоғарыда көрсетілген әрекеттер жүйелілігі кері тәртіпте жүргізіледі.
248. Қосалқы қосу нүктелерінің екі жағындағы жұмыстар өндірісі және /немесе сынақтар үшін қауіпсіздік шаралары қолданылатын жерде екі субъекті келісім жасасуы және тиісті құжаттарға қол қоюлары тиіс.
249. Тізбек немесе электр қондырғысын өшіру үшін жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты тұлғалар өшіруді қай жерде жүзеге асыру қажеттігі туралы екі тараптан келісімге келеді. Бұл келісімге жазбаша екі тараппен қол қойылады.
Өшіруді жүзеге асыру орны туралы келісімге қол жеткізілмесе жұмыстар атқарыла алмайды.
250. Өшіруді жүзеге асыруды тараптар 249-тармаққа сәйкес сақтық шаралары туралы келісімге сәйкес жүргізуге міндетті.
Тараптар бір-біріне келісімдер бойынша өшірудің орындалғанын және жоғары вольтті аппаратураның сәйкестендіруін, өшіру тағайындалған қосылым нүктелеріне дейін растауы тиіс. Растау мыналардан тұрады:
1) Жоғары вольтті аппаратураны, әрбір өшіру нүктелері позицияларының атаулығы мен нөмірленуін сәйкестендіру;
2) Өшірілу айырғыштармен немесе шлейфті ажыратумен жүргізілді ме;
3) Айырғыштарды қолданған кезде коммутациялық аппарутарының жай- күйі қандайлық:
өшірілген және блоктауға қойылған;
тиісті тараптың қауіпсіздік шараларына сәйкес келетін сенімді тәсілмен қолдау табады және/немесе қамтамасыз етіледі.
Көрінер үзік құрылған кезде ол қажеттілігі шамасында электржелілік компаниясымен немесе тұтынушылармен белгіленген әдіске сәйкес болуы және сүйемелденуі тиіс.
Өшірілудің орындалғаны туралы растау екі тараппен жазбаша жүргізіледі.
251. Екі тараппен өшірілу жәйті расталғаннан кейін жұмыстың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты тұлғалар жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты жедел қызметкерлердің жерге ұштау орны туралы сұрау салады. Қажеттілігі бойынша жерге ұштау алдын-ала келісілген жерде орындалғанын растау беріледі.
Растау екі тараппен жазбаша нысанда атқарылады.
Егер жерге ұштау орны туралы келісімге қол жеткізілмесе жұмыстар ары қарай жүргізілмейді.
252. Жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты тұлғалар екі тараптан оны іске асыруы және оның табыспен орындалуын растауы тиіс.
Растау мыналардан тұрады:
1) Жоғарывольтті аппаратураларды атау жолымен сәйкестендіру, оның атауы мен әрбір жерге қосу нүктелері және типі бойынша нөмірлеу немесе позицияларды тағайындау;
2) Пайдаланылатын құрылғыларға қатынасында жерге қосу, бұл:
блоктау құрылғысымен қамтамасыз етілген стационарлық жерге ұштау құрылғысы;
тиісті тараптың қауіпсіздік ережелеріне сәйкес келетін сенімді әдіспен расталады және/немесе қамтамасыз етіледі.
253. Жерге ұштау туралы растау екі тараппен жазылады.
254. Жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуі үшін жауапты тұлғалар қабылдайтын барлық әрекеттер өзара келісілуі, бір-біріне баяндалуы, ауызша расталуы тиіс және олар туралы тиісті жазба жедел шаралық журналдарында жүргізілуі тиіс.
255. Екі тарап қауіпсіздік жөніндегі шаралар өткізілген қондырғыларды сәйкестендіруді келісулері қажет. Жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты тұлғамен толтырылатын жүктелім мына негізгі талаптарға сәйкес болуы тиіс:
1) жазбалар анық болуы тиіс. Жүктелімде қарындашпен жазуға және түзетулерге тыйым салынады;
2) нөмірлеу электржелілік компанияның немесе тұтынушының қалауы бойынша;
3) датасын белгілеу күні-айы-жылы стандартты пішімге ие болуы тиіс;
4) жұмыс өндірушісінің фамилияларынан басқа аты-жөні және электр қауіпсіздігі бойынша тобы жазылуы керек;
5) жүктелімде электр қондырғысының сәйкестендіру нөмері көрсетіледі.
256. Тиісті жұмысқа жүктелім-рұқсатқа қол қойылғаннан кейін, ауыстырып қосулар мен жұмыс орнын дайындау аяқталғаннан соң жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты уәкілетті тұлға жұмысқа рұқсат етеді. Сынақ өткізу қажет болған жағдайда төмендегі 269-тармақта сыйпатталған шаралар жүргізіледі.
257. Жұмысты атқару жұмыстың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты уәкілетті тұлға тарапының жоспары бойынша жүргізіледі.
258. Жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты тұлға жұмыстарды қауіпсіз жүргізуді қамтамасыз ететін шараларды орындаған кезде сынақтарды өткізуге рұқсат береді. Мұнда атқарушы тұлғалардан растау алынуы тиіс.
Сынақтың қауіпсіз орындалуы жөніндегі шараларды жүзеге асыруды үйлестіруші орындаушы тұлғалардан ешкім жұмыс істемейді және басқа сынақтар жүргізбейді немесе сынақ өткізуге келісілген электр қондырғысында немесе оқшауландырған телім ішіндегі жабдықтарға берілетін сынақтарға кірісуге рұқсат алғандығына растау және сынақ аяқталғанша немесе тоқталылғанша қандай да бір рұқсат ала алмайды, ал сынақтардың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты уәкілетті тұлғалар жұмыстардың қауіпсіз орындалуына жауапты орындаушы тұлғаны аяқталғаны немесе тоқтатылғаны туралы және осымен талаптардың өзгерту туралы хабарландырмайды.
259. Сынақтың аяқталуы немесе тоқтату бойынша оны қауіпсіз жүргізілуіне жауапты уәкілетті тұлғалар жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты орындаушы тұлғаларға басқару құқығын қайтарады. Егер сынақ алдында жерге қосуды алып тастау және сосын жерге қосу тиісті түрде қалпына келтірілмесе бұл екі тараппен жазбаша тіркеледі.
260. Жұмыстар және/немесе сынақтар аяқталғаннан кейін олардың орындалуына жауапты сұратушы тұлғалар олардың орындалуы үшін жауапты орындаушы тұлғаларға тиісті қауіпсіздік шаралары бұдан былай талап етілмейтіндігі туралы хабарлайды.
261. Бұдан кейін әрбір жұмыстардың қауіпсіз орындалуына жауапты тұлға бұл фактіні тіркелген сақтық шараларын қамтамасыз ету қажеттілігін тоқтатуды растай отырып жазбаша белгілеуі тиіс және осыған сәйкес оларды тоқтату бекітіледі.
262. Коммутация жүйелілігі және сақтық шараларын тоқтату жоғарыда көрсетілгендей келісілген жоспарға сәйкес орындалады, ал әрбір сатыны хабарлау және белгілеу оларды қолдану кезіндегідей орындалады.
263. Жұмыстардың қауіпсіз орындалуы үшін жауапты тараптардың бірде-бірі жерге қосудың толық алынып тасталғаны туралы бір-бірін сендіргенше сақтық шаралары бөлігін құраушы өшіруді алып тастау туралы әмір бере алмайды.
264. Жұмыстардың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты орындаушы тұлғалардан жерге қосудың алынып тасталғаны туралы растау алынған сәттен тараптар жұмыстардың қауіпсіз орындалуы үшін жауапты орындаушы тұлға беретін тараптың толығымен ішкі шараларының негізінде өшірулерді алып тастауға кірісуге құқықтары болады.
265. Қабылданған сақтық шаралары кез-келген себеппен тиімсіз болған сәттен қауіпсіздік шараларын қамтамасыз етуге жауапты орындаушы тұлға бұл жайлы және болған жағдайдың себептері туралы жұмыстың қауіпсіз жүргізілуіне жауапты уәкілетті тұлғаны хабарландыруы қажет.
266. Қабылданған сақтық шаралары стандартты талаптарға сәйкес болуы және жұмыс орнының қауіпсіздігіне кепілдік беруі қажет.
Барлық тараптар жұмыс басталар алдында қызметкерлерге осы объектідегі жұмыстардың ерекшелігі туралы және болуы мүмкін қауіптер туралы нұсқаунама жүргізілуі тиіс. Қажет кезде жеке-дара қорғаныш құралдарын қарастырған жөн.
267. Жалғаным телімдерінде жұмыстарды қауіпсіз атқару жөніндегі бақылаушы ұйымдар өкілдерімен және байланысты тараптар басшыларымен тексерулер үшін барлық жағдайлар жасалуы қажет.
268. Электржелілік компания және тұтынушылар іс-қимылдағы нормативтік құжаттарға сәйкес жабдықтарды алдын ала сынақтарды қауіпсіз жүргізуді қамтамасыз ететін ұйымдастыру және техникалық шараларды орындау кестелерін келісімдеуі және жазбаша түрде белгілеуі қажет.
269. Электржелілік компаниялар және тұтынушыларда электр желілеріне немесе оған қосылған кез-келген басқа жүйеде болған барлық тиісті пайдалану оқиғалары тіркелетін тиісті құжаттар жүйесі, сондай-ақ, жұмыстар және/немесе сынақтар жүргізу бойынша тиісті сақтық шараларын үйлестіру болуы тиіс.
270. Электржелілік компаниялар мен тұтынушылар осы бөлімге сәйкес қауіпсіздік мәселелерін үйлестіру үшін қажетті барлық құжаттарды оларға қатысты барлық хабарлаулардың хронологиялық жазбасын және жұмыстар/сынақ өткізу жөніндегі қабылданған сақтық шараларының детальдарын қоса отырып жүргізуі қажет және оларды кем дегенде бес жыл сақтауы тиіс.
271. Электржелілік компаниялар және тиісті тұтынушылар бақылауды жүзеге асыратын қызметкерлерге жүктелген міндеттерді орындау үшін жеткілікті ақпараттан тұратын тәсімдермен алмасулары қажет.
272. Электржелілік компания қажет деп тапқан жерде бақылау атқарымдары қауіпсіз шаралардың жүзеге асырылуын сенімді бақылау үшін электржелілік компания мен тұтынушылар арасында тиісті байланыс жүйесі орнатылуы қажет.
273. Электржелілік компания қауіпсіз шаралардың орындалуын қамтамасыз ету үшін резервтік немесе баламалық байланыс арнасы қажет деп шешкен жерде тиісті тұтынушылармен қосымша байланыс құралдары келісілуі
274. Электржелілік компания мен тиісті тұтынушылар арасында тиімді үйлестіруді қамтамасыз ету үшін телефон нөмірлерін және шақыратындар тізімін алмастыру жүргізілуі тиіс.
275. Қажет жағдайда электржелілік компания және тиісті тұтынушы жедел шаралық қызметкерлердің тиісті уәкілдікпен тәулік бойы жұмыс істеуін қамтамасыз етуі тиіс.
6-тарау. Тоқтатымдар мен техникалық қызметтеуді үйлестіру
276. Бұл тарау мыналарды анықтайды:
1) өндіруші қондырғылар тоқтатымдарын үйлестіру мен шешу;
2) тікелей беруші желіге қосылған жабдықтар мен аппаратуралар және көліктік желі, таратушы желі, электр стансаларының электр жабдықтары мен электр жеткізу желілерін өшірулерді үйлестіру және шешім;
3) көлік желісіне арналған электр жеткізу желісі және электр жабдығын өшіру кестесін әзірлеу үшін ЖО мен пайдаланушылар арасындағы ақпарат алмасу қажеттілігі;
4) таратушы желілер өшіру кестесін әзірлеу үшін таратушы электржелілік компаниялармен таратушы желілерді пайдаланушылар арасындағы ақпарат алмасу.
277. Осы аталған тоқтаулар мен техникалық қызмет көрсетуді үйлестіру тарауы өндіруші қондырғылар, электр жеткізу желісі мен желілік жабдықтар тоқтауларын үйлестіру мен шешім қабылдауды қамтамасыз ету үшін арналған.
Тоқтауларды үйлестіру электр торабына электр энергиясын жеткізудің сенімділігі мен сапасы жөніндегі талаптардың орындалуын қамтамасыз ету, сондай-ақ, қаншалықты электр торабындағы шектеу саны мен нәтижесін ең төменгі деңгейге ықшамдау үшін қажет.
278. Осы тараудың талаптары төмендегідей қатысушыларға таратылады:
2) ЭӨҰ;
3) ӨЭК;
4) басқа да электржелілік компаниялар;
5) 110 кВ және одан жоғары кернеулі электр торабына тікелей қосылған тағы басқа пайдаланушылар.
279. Тоқтаулар мен техникалық үйлестіру жөніндегі аталған тараудың мақсаттарының бірі электр желісін қауіпсіз және сенімді түрде пайдалану үшін қажет ақпаратпен пайдаланушыларды қамтамасыз ету болып табылады. Осы ақпараттың көлемі пайдаланушы объектісінің мөлшері, орналасуы мен түріне және кез-келген кезеңде берілген ақпарат бұрын берілген мәліметтерді қаншалықты растайтындығына байланысты.
280. Электржелілік компаниялар электр желісінің техникалық қызметі мен жөндеу жұмыстарын таратушы торап және энергия жеткізудің техникалық қызмет көрсетуі, тексеру, жөндеу жұмысы мен айырбастауын жүргізу жөніндегі қазіргі заманға сай стандарттарға сәйкес жүргізуі тиіс. Бұл стандарттар жоғары сапалы, сенімді және қауіпсіз пайдалануды қарастыруды және құн, жергілікті жағрафиялық, ауа райы жағдайларын, электр энергиясын жеткізудің сенімділігі мен сапасын қамтамасыз етуге арналған қолайлы нормативтерді, орындауы техникалық шешімдер қабылдау мен ұлттық энергетиканың жинақталған (қордаланған) көп жылғы жұмыс тәжірибесін есепке алады.
281. Техникалық қызмет көрсету мен жөндеу жұмысы жүйесі оңтайлы еңбек пен материал шығыны бар электр торабы жабдығының сенімді және қауіпсіз жұмысын қолдауға арналған белгілі бір тәртіпті (пайдалану)
пайдаланатын және нормативтік дүркіндікпен жұмыстың орындалуын алдын ала қарастырады.
282. Орындалатын жұмыстарға мыналар қосылуы тиіс:
1) жабдыққа техникалық қызмет көрсету;
2) жабдықтың жоспарлы-ескерту жөндеулері.
283. Техникалық қызмет көрсету мен электр торабы жабдығының жоспарлы-ескерту жөндеулерінің жүйесін әрбір электржелілік компания мен пайдаланушы нормативтік құжаттарға сәйкес және жергілікті ерекшелік жағдайларын есепке ала отырып ұйымдастыруы тиіс.
284. Техникалық қызмет көрсету мен жөндеу жұмыстары үшін, сондай- ақ, электр торабы жабдығын жаңғырту мен жаңарту үшін жауапкершілік 278- тармақта аталған қатысушыларға артылады.
$1. Энергия жеткізу желілеріне арналған жөндеуге өшіру тәртібі
285. ЖО ұлттық электр торабының электр жеткізу желісін жоспарлы ажыратуға келісу, ұлттық мәндегі электр стансалардағы өндіретін қондырғылардың тоқтатымы, ӨЭК және электр жеткізу торабына тікелей жалғанған басқа пайдаланушылар үшін диспетчерлік басқару тәсілі бойынша ИВЛ жабдықтарын үлестіруге сәйкес жауап береді. Таратушы желіге өндіретін қондырғылар жалғанған ЭӨҰ өз мәліметтерін арнайы ӨЭК ұсынады. Барлық электр энергия жүйесін пайдаланудың сенімділігі мен тұрақтылығын қамтамасыз ету мақсатында барлық электр стансалары мен желілік компаниялары тоқтауларының жылдық кестесін үйлестіруді жүзеге асыру аса маңызды. Осы аталған жалпы мақсатқа жету үшін ЖО мыналарды орындауы қажет:
1) ұлттық және аймақтық торап компаниялары электр жеткізу желісін ажыратудың алдын-ала мерзімін, өндіретін қондырғы мен басқа пайдаланушыларға арналған жоспарланған тоқтауларды қайта қарастыру мен үйлестіру;
2) жұмыста болжалды шектеуді ең аз деңгейге жеткізуде көмек көрсету мақсатында өтінім берген жақтармен байланыс жасау;
3) тоқтаулардың жоспарланған кестелерін орындаудың неғұрлым оңтайлы тәртіптемесін сақтау мақсатында жыл бойы жоспарланған тоқтаулардың кестелерін түзету бойынша кепілдеме беру.
$2. Мерзімдер
286. Тоқтаулар мен техникалық қызмет көрсетудің жылдық бағдарламасы пайдаланушылар, жабдық пен аппараттар жиынтығына сәйкес тоқтаулардың жекелеген жылдық кестелерінен тұрады. Ол сондай-ақ, өзіне таратушы торап және электр жеткізу желісін ажырату кестесін қосады. Сәйкес графиктер ұсынылуы тиіс мерзімдер төмендегі кестеде келтірілген:
Іс-қимыл Күні Кіммен орындалады Желі жабдықтары мен электржеткізу 20-шілдеге диспетчерлік басқару желілерін өшіру кестесін ұсыну дейін тәсілі бойынша ИВЛ жабдықтарын үлестіруге сәйкес Электр стансалары электр 1-қазанға диспетчерлік басқару жабдықтары мен өндіруші дейін тәсілі бойынша ИВЛ қондырғыларды жөндеу кестесін жабдықтарын үлесті.
ұсыну руге сәйкес
Іргелес мемлекеттердің 15-желтоқсанға диспетчерлік басқару диспетчерлік орталықтарымен дейін тәсілі бойынша ИВЛ өшіру жабдықтарын Келісімі Түпкілікті кестені бекіту 25-желтоқсанға диспетчерлік басқару дейін тәсілі бойынша ИВЛ жабдықтарын үлесті.
руге сәйкес
Түпкілікті бекітілген кестені 30-желтоқсанға диспетчерлік басқару беру дейін тәсілі бойынша ИВЛ Тоқтатымдардың бекітілген 2- диспетчерлік басқару кестесінің жүзеге асырыла қаңтардан тәсілі бойынша ИВЛ бастауы бастап жабдықтарын үлесті.
Ескерту: 286-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
287. Жөндеу жұмыстарының жоспарланған жылдық графигі электржелісі компаниялары ақпарат ұсынғаннан кейінгі екі кезең аралығында құрастырылады. Алдымен ЖО электр торабының тұрақты жұмысына әсер ете алатын электр желісі жабдығы мен электр жеткізу желісін ажыратудың ұсынылған кестесін қарастырады. Мұндай ажыратуларды жүргізуге деген ұсынысты ЖО 20 шілдеге дейін алуы тиіс.
288. ЖО кестенің алғашқы бастаулық нұсқасын дайындау кезінде қатысушы жақтардың арасында туындайтын кез-келген қайшы (талас) пікірді талдайды. Екінші кезең электр стансасы электр жабдықтары мен өндіруші қондырғылар тоқтауларына қатысты барлық ақпарат жиналған соң 1-қазанға дейін өткізіледі.
289. Аталған үдерістің соңғы кезеңі шектес мемлекеттердің келісімді ажыратуларының сәйкестендірілуі болып табылады. Олар 15-желтоқсанға дейін дейін келіскеннен соң, ЖО ажыратудың түпкілікті бекітілген кестесін 30- желтоқсанға дейін дейін береді.
Ескерту: 289-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
290. Осы аталған графикті дайындау кезінде ЖО, мүмкіндігінше, барлық тараптардың талаптарын, сондай-ақ, электр жеткізу желісі даму жоспарының (ҰЭТДЖ) талаптарын қанағаттандыруға тырысады. ЖО ғана ажырату кестесін құру кезінде алғашқы басымдық болып табылатын электр энергиясы жеткізілімінің сапалы да сенімді нормативін сақтау мен электр торабы техникалық қызметін қамтамасыз етеді. Егер ЖО меншікті дәйектеме тұжырым (қорытынды) негізінде электр энергиясының сенімді немесе сапалы жеткізілім нормативтерінің бұзылуына болжалды тоқтау әкеле алатындығын анықтаса, онда ЖО жағдайды түзеу мақсатында ұсынылған ажырату кестесінде аса қажетті өзгерістерді енгізеді. ЖО өз шешім қабылдау кезінде барлық жайттарды қарастыруға және бұл жағдайда ешкімді кемсітпей, әділ қызмет етуге міндетті.
291. ЖО-ның, екінші сенімділік пен сапа өлшемінен кейін, жетуге тырысуы - бұл ажырату кезінде болатын электр желілеріндегі шектеулермен байланысты ең аз шығынға дейінгі мәлімет, ЭӨҰ, электржелілері компаниялары немесе басқа пайдаланушылар осы себепті тоқтауларға деген олардың өтінімдеріндегі өзгерістермен келіспеуі тиіс. Бірақ олар қатар, Қазақстан БЭЖ экономикалық жұмысы мүддесіненен шыға отырып, осы себептер бойынша ЖО ұсынған ұсыныстарды қарауы тиіс.
292. Тоқтатымға ЖО ұсынысы берілуі кезінде электржелісі компаниясы немесе пайдаланушы келесі ақпараттар негізінде өз кестелерін ұсынады:
1) электр желісі жабдығы және аппараттар жиынтығы жөндеу жұмысы мен техникалық қызметіне талаптар;
2) пайдаланушының жабдығы және аппараттар жиынтығын жөндеу жұмысы мен техникалық қызметіне талаптар, сонымен қатар электр желісіне қосу үшін пайдаланатын жабдықтар;
3) Жабдық пен аппарат жиынтығының нақты техникалық жағдайының талдауы, өзара байланысты жабдық пен бұрынғы жөндеу жұмыстары ақауларын тексеру талдауы.
293. Мұндай өтінім өзіне, ең аз дегенде, мынадай ақпаратты қосуы шарт:
1) Қарастырылған жабдық пен электр жеткізу желісі құрылғысының диспетчерлік атауы;
2) Қарастырылып отырған тудырушы қондырғы немесе электр стансасы жабдығының атауы мен стансалық нөмірі;
3) Қарастырылып отырған энергия таратушы жабдық пен аппараттар жиынтығының диспетчерлік атауы;
4) Қарастырылып отырған энергия тұтынушының жабдық пен аппараттар жиынтығының тікелей қосылған диспетчерлік атауы;
5) Қарастырылған қуат (МВт);
6) Тоқтаудың талап етілген ұзақтығы;
7) Тоқтаудың басталуының артықшылық уақыты мен мерзімі немесе, тоқтаудың басталу уақыты мен мерзімінің шегі.
294. ЖО диспетчерлік басқару тәсілі бойынша ИВЛ жабдықтарын үлестіруге сәйкес 31 тамызға дейін электр жеткізу желісі мен торапты жабдықты ажыратуды ғана қосатын жөндеу жұмыстарының алдын ала жиынтық кестесін жасайды. Алдын ала жасалған келісімнен кейін ЖО диспетчерлік басқару тәсілі бойынша ИВЛ жабдықтарын үлестіруге сәйкес электр стансалары мен тудырушы қондырғыларын ажыратуды тоқтаулар кестесіне ендіргеннен кейін, және келесі күнтізбелік жылға арналған мемлекетаралық желіні ажырату келісімінен соң тоқтаулардың күн ілгерілігі кестесін жасауға арналған, оның одан арғы пысықтауын жүргізеді, ЖО тоқтаудың күн ілгерілігі жылдық кестесінің сәйкес бөлімін ағымдағы күнтізбелік жылдың 20 қазанынан кешіктірмей барлық электр желісін пайдаланушыларға ұсынуы тиіс. Алдын ала жасалған жылдық кесте келесі кестелерге негізделуі шарт:
1) электржелісі компаниялары мен пайдаланушылардың тоқтауларының жылдық кестесі;
2) мемлекетаралық торапты ажыратудың жылдық кестесі;
3) Электржелісі Ережелеріне сәйкес жүктеменің жылдық болжамы;
4) Қазақстан БЭЖ арналған сапа мен сенімділік нормативтерінің орындалуы;
5) Шектеуді ең аз деңгейге тоқайластыру.
295. ЖО тоқтаудың қорытынды кестесінің сәйкес бөлімін ағымдағы күнтізбелік жылдың 30-желтоқсанға дейін кешіктірмей барлық электр желісін пайдаланушыларға ұсынуы тиіс. Осы уақыт тәрізді, тоқтаулардың қорытынды графигінде көрсетілген тоқтау уақыты, барлық пайдаланушылар үшін міндетті және келесідегідей айрықша жағдайда өзгертіле алатын болып табылады:
1) Электр стансаларының қауіпсіздігі мен төзімділігі қатынасында пайдаланудың қауіпті жағдайында (тудырудың болжамды баланссыздығы немесе басқа да техникалық, экономикалық себептер және т.б.);
2) Қазақстан БЭЖ арналған сенімділік пен сапа нормативтерінің орындалуы мен болжамды жүктемені қанағаттандыру үшін тудырудың жеткіліксіз қуаты жағдайында;
3) ЖО мен басқа жақтың арасында жеткізілген өзара түсініктік жағдайында;
4) Форс-мажор (төтенше оқиға).
Ескерту: 295-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
296. Жөндеу жұмыстарының бекітілген жылдық кестесінің үздіксіздігі мен пәрменділігін қамтамасыз ету үшін, келесі айдың кез келген уақытында басталуы жоспарланған жөндеу жұмысына өтінімді, алдыңғы айдың 15-нен кешіктірмей барлық жақ ЖО ұсынуы тиіс. Мұндай өтінімдерде тоқтау мерзіміндегі қуат балансы аймақ бойынша көрсетіледі.
297. Өтінім мынадай ақпараттар мазмұнында болуы керек:
1) өткізілуі болжанған жұмыс және сынақ көлемі;
2) қажетті алдын ала жұмыс;
3) барлық шарт бар деген және т.б. растау (қуаттама);
4) аталған жұмыстың және басқа тәуекелдіктің орындалуы бойынша жоба жоспары;
5) апат кезінде қайта қалпына келтіру уақыты мен жоспардың барлығын, егер бұл қолдануға жараса, растайтын қуаттама;
6) сапа мен қауіпсіздік бақылауының барлық жосығының болғанын және болатындығын растайтын қуаттама.
298. Осыдан соң жоспарлы тоқтаудың басталу уақытына ең аз дегенде жеті күн қалғанда барлық жақ талапты қуаттауы шарт.
299. Жоспарланбаған тоқтау жағдайында ЖО мынадай басымдықты пайдалануы тиіс:
1) мәжбүрлі және апат тоқтаулары;
2) жоспарлы тоқтаулар;
3) жоспарлы жыл сайынғы тоқтаулардың кестесіне енбеген тоқтаулар, бірақ олардың хабарлама мерзімі 297-298 тармақтарының талаптарына сәйкес келеді;
4) жоспарлы жыл сайын тоқтаулардың кестесіне енбеген тоқтаулар, олардың хабарлама мерзімі 297-298-тармақтарының талаптарына сәйкес келмейді.
Мұндай тоқтаулар тек айрықша жағдайларда қамтамасыз етіледі.
300. Белгілі бір жағдайларда ЖО жүйедегі артық тиеуді тудыратын пайдаланушылар мен тоқтауларды келістіре алады. Соған лайық, ЖО-ға жүйені меңгеру мүмкіндігін беру үшін, пайдаланушы жүйенің қауіпсіздігін қамтамасыз ету жөніндегі апаттан кейінгі іс-әрекетті келістіруге тиіс болады. Мұндай ережелер болмаған жағдайда ЖО тоқтауларды жүргізе алмайды.
301. ЖО тоқтауды бұзу кезінде түрлі тараптар әкелетін едәуір шығындарды есепке ала отырып, жоспарлы тоқтаудың рұқсат етілуіне арналған барлық дәйекті қадамдарды жасауы тиіс. Тоқтауды бұзу туралы шешім қабылдау кезінде ЖО аталған мән-жайды есепке ала отырып, электржелісі компаниялары және басқа да пайдаланушылармен қарастырылған басымдықты талқылауы, олармен берік шешімге келуі тиіс. Барлық жағдайда түпкілікті шешімді ЖО қабылдайды.
302. Нақты немесе болжамды жүйе тәртібі ЖО жоспарлы тоқтаулар кестесін экономикалық ойлау бойынша мақсатты түрде өзгертуді дұрыс деп тапса, онда ЖО қалыптасқан жағдай жөнінде екінші жақты хабардар ету керек.
Олар тоқтаудың ұзақтығы жағдайында жалғасымдылығын қарастыру тиіс және олар оны жалғастыра ала ма әлде тоқтауды кейінге қалдыру керек пе дегенді қарайды.
303. Жыл сайынғы тоқтаулардың түпкілікті кестесі шыққаннан соң кестені өзгертуге сұрау салуды ЭӨҰ, электр торабы компаниялары мен басқа пайдаланушылар жасай алады. Мұндай сұрау салуларды ЖО қарастырады (уақыт мүмкіндік беретін жерде), бірақ та егер ол шектеулермен байланысты сенімділіктің және (немесе) электр жабдықтау сапасының бұзылуына әкеп соқса, рұқсат берілмейді.
304. Мұндай сұрау салуларды қарау кезінде ЖО қатысушы тараптармен басқа тоқтаулар бойынша жаңа келіссөздер өткізу немесе реконфигурация жүйесі жолымен тоқтауларды қамтамасыз етуге тырысуы тиіс. Жоғарыда айтылғандарға сәйкес ЖО мыналарға негізделе отырып, торап және тудырушы жабдық, электр жеткізу желісін ажыратуға рұқсат етілуін немесе бас тартуын жүзеге асыру тиіс:
1) ЖО сенімді, қауіпсіз және экономикалық пайдалану жүйесіне сәйкес тоқтауларға барлық сұрау салуды бекіту үшін барлық күшті үйлестіру және жұмылдыруы шарт;
2) ЖО кез келген жоспарланбаған тоқтаулар немесе тоқтау тәртібі өзгерісін ауытқыта алады, егер олар тіпті ауытқыта алады, егер олар тіпті шектеу шығыны немесе электр жабдығы стандарттарының қауіпсіздігі мен сапасына әсер етпесе де, егер мұндай тоқтаудың күтілген ұзақтығы бір жұмыс күнінен асса да.
3) ЖО кез келген жоспарланбаған тоқтаулар немесе тоқтаудың өзгеру тәртібін, егер ЖО өзінің жеке көзқарасы бойынша, аталған тоқтау бойынша келісім шектеудің ізімен шығынға әкеліп соғатынын анықтаса, ауытқыта алады.
305. Бірнеше айларға созылған кезеңде тоқтаулардың біріктірілген кестесін өңдеу кешенді үдеріс болып табылатындығы және сонан соң әдетте қандай да бір соңғы өзгерістерді енгізудің қиындығы толығымен айқын болуы тиіс. Әсіресе бұл ең жоғарғы деңгейдегі тоқтаулар уақытында анық байқалады.
Барлық тарап, мүмкіндігінше, осы жылдық кестелер бекітілгеннен соң, тоқтатымдар кестесіне өзгерістер енгізу талабынан қашуы тиіс.
306. Энергия жүйесі жеткізу желісі мен таратушы жабдық тоқтауларының төтенше оқиғасы туындауы және қалыпты жеделді тәртіптің бұзылу мүмкіндіктерімен үнемі байланысты, сондай-ақ тудырушы қондырғылардың. Мұндай жағдайда өте қысқа уақыт ішіндегі хабарлама кезінде тоқтауды бұзу және мерзімді ұзарту қажеттілігі пайда болуы мүмкін, сонымен қатар жабдықтау стандарттың сапасы мен қауіпсіздігі бойынша қандай да бір ымыраға жете алар еді.
307. Соңғы төтенше ахуалдарда ЖО төмендегідей шараларды қолдана алады:
1) жеткізу жүйесіндегі кез келген тоқтауды мерзімді ұзарту мен күшін жою, егер, ЖО пікірінше, талап етілген стандарттар бойынша Қазақстан БЭЖ жұмыс істеуге тәуекел етілсе, ЖО барлық тарапты тез арада хабардар етіп, барлық тарапқа сай келетін қысқа уақыт ішінде кезексіз тоқтаулар бойынша шаралар қабылдауы тиіс.
2) Жұмысты тоқтатуға және бірлік немесе кәсіпорын жабдығы бірлігі бойынша жұмыстың қалыпты тәртібіне оралуға нұсқау беру, егер ЖО энергия жабдықтау стандарттарының бұзылуына жөндеу жұмысының жалғасымы әкеліп соғады деп есептесе.
Егер уақыт болса, ЖО барлық тартылған жақтармен мүмкін баламалар және осындай шешімдермен байланысты мәселелерді талқылайды.
308. Барлық пайдаланушылар ЖО-ны электр желісі кез келген элементінің мәжбүрлі тоқтауы бойынша өзінің кез келген талабымен хабардар етуі тиіс, яғни мұндай талап жайлы пайдаланушыға белгілі болған бойда.
309. Тоқтаулар жөнінде ӨЭК ұстанатын, олардың таратушы желісіне әсер ететін үдеріс, уақыт масштабына, ақпарат және жоспарлануы бойынша талаптарға салыстырмалы түрде электр жеткізу желісіне әсер ететін тоқтаулар жөніндегі үдеріске ұқсас. 293-308-тармақтардағы ережелер таратушы желілердегі тоқтаулар кестесін құрастыруға тең қолданылады.
7-тарау. Жүйелі сынақтар
310. Бұл тарау тұтастай Қазақстан БЭЖ-нің, жекелеген электржелілік компаниялар мен желіні пайдаланушылардың жұмысына әсер ететін немесе әсер етуге қабілетті жүйелі сынақтарды ұйымдастыру мен жүргізу тәртібін белгілейді.
311. Егер электржелілік компания ұсынылған жүйелік сынақ басқа электржелілік компанияның электр желісіне әсер етуге қабілетті деп санаса, осы компаниямен сынақтарды бірлесе жүргізу жөніндегі шараларды келісу қажет.
312. Осы тараудың міндетіне жүйелі сынақтарды ұйымдастыру мен жүргізу шараларын қамтамасыз ету жатады, олар:
1) электржелілік компаниялар қызметкерлері мен пайдаланушылардың қауіпсіздігіне қатер төнбейді;
2) стансалар мен/немесе жабдықтардың жұмыс сенімділігін кемітпейді;
3) электржелілік компаниялар мен пайдаланушыларға зиян тигізбейді.
313. Бұл тарау сондай-ақ жүйелі сынақтарды жүргізу бағдарламаларын әзірлеу, келістіру және бекіту кезінде атқаруға қажетті шараларды белгілейді.
314. Бұл тарау мына қатысушыларға қатысты:
2) ӨЭК;
3) Тарқатушы желіге қосылған ЭӨҰ;
4) Электржелілік компанияға қосылып, жүйелі сынақты атқаратын басқа да электржелілік компаниялар;
5) 35 кВ және одан жоғары кернеулі желіге тікелей қосылған тұтынушылар.
315. Жүйелі сынақтар - Қазақстан БЭЖ-не немесе оның бөлігіне үлгіленген яки басқарылмалы стандартсыз әлде төтенше әсерлердің құрылуы жолымен жүргізілетін сынақтар.
316. Жүйелі сынақтар төмендегілерді өзіне қосады, бірақ мұнымен шектелмейді:
1) энергожүйелерді біріктіру нәтижесі;
2) жиіліктік сынақтарды жргізу кезінде желіден пайдаланушылар жүктемесін өшіру;
3) динамикалық орнықтылық;
4) электр стансасын толық өшірілген күйінен іске қосу.
317. Жүйелі сынақтар қабылдау-өткізу тексерулерін немесе басқа аз ауқымды сынақтарды өзінің қатарына қоспайды.
318. Жүйелі сынақтар екі санатқа бөлінеді:
1) электрмен жабдықтаудың сенімділігіне, қауіпсіздігі мен сапасына әсер ете алатын немесе әсер етуші және ЖО-дың қатысуын талап ететін жүйелі сынақтар. Жүйелі сынақтың осы түрінің шарасы 320-343-тармақтарында белгіленген;
2) ӨЭК мен пайдаланушы немесе ӨЭК мен басқа ӨЭК атқаратын жүйелі сынақтар, яғни, жергілікті таратушы жүйелерге жүйелі сынақтардың әсері шектелетін болады. Сынақтардың осындай түріне арналған шара 344-356- тармақтарда белгіленген.
319. Жүйелі сынақтардың санаттарын анықтау.
Жүйелі болып табылатын сынақты жүргізуді талап етуші кез келген тарап тиісті электржелілік компаниямен алдын ала келіссөздер жүргізеді.
Электржелілік компания ЖО-мен болған келіссөздерден соң оның сынақтарға қатысу қажеттігін және жүйелі сынақтың санатын анықтайды.
320. ЖО-ның, электржелілік компанияның және желіні пайдаланушының қатысуын қосатын жүйелі сынақтар 321-343-тармақтарда көрсетілген тәртіппен жүргізіледі.
321. Сынақтарды жүргізуге арналған ұйымдастыру шараларының мерзімдері, мұнда Д-бұл жүйелі сынақтың жүргізілетін уақыты:
N Іс-қимыл Хабарлама Кіммен мезгілі 1 ЖО-мен сынақ санатын келісу Д-6 ай Пайдаланушы/ЖО 2 Сынақ тобының үйлестірушісін 1+2 апта ЖО тағайындау 3 Болатын сынақ туралы хабарламаны 1+1 ай ЖО жариялау 4 Хабарлама жайлы егжей-тегжейлі 3+2 апта Пайдаланушылар ақпарат 5 Сынақ тобын жиынтықтау Д-4 ай ЖО 6 Хабарламаның дайындалуы Д-3 ай Сынақ тобы 7 Жүйелі сынақты түпкілікті бекіту Д-2 ай ЖО 8 Сынақ Бағдарламасының даярлануы Д-6 ай Сынақ тобы 9 Сынақ бағдарламасын бекіту Д-1 ай ЖО 10 Жүйелі сынақты орындау Д Бәрі 11 Есепті дайындау Д+1 ай ЖО/сынақ ынтагері 12 Есепті бекіту Д+2 ай ЖО
322. ЖО сынақты жүргізуді өзі немесе пайдаланушы ұсынғанына қарамастан, жүйелі сынақтардың ортақ үйлестірушісі болып табылады. ЖО осы аталған бөлім ұсынған ақпаратты пайдаланады және ұсынылған жүйелі сынаққа әсер ете алатын басқа пайдаланушыларды анықтайды.
323. Сынақ үйлестірушісі - уәкілетті тұлғаны ЖО сынақ ынтагерімен талқылағаннан соң тағайындайды.
324. ЖО тексерудің болжамды мерзіміне дейін ары кеткенде бес ай ішінде жүйелі сынақты жүргізу жайлы хабарлайды. Бұл хабарлама осы жүйелі сынақпен қозғалған пайдаланушыларға ұсынылуы тиіс.
325. Хабарлама жазбаша түрде беріледі, ұсынылған жүйелі сынақтың мәні мен мақсатын және келесі ақпаратты мазмұндауы тиіс:
1) сынақ үйлестірушісінің аты-жөні және лауазымы;
2) жүйелі сынақты ұсынушы ұйым (сынақ ынтагері);
3) ұсынылған жүйелі сынақтың тақырыбы мен мақсаттары және сынақтарды жүргізген кезде ЖО анықтаған жүйелі тексерудің анықтаған пайдаланушылар жабдықтарының құрамы мен жай-күйі;
4) ұсынылған жүйелі сынаққа арналған сынақ тобының құрамына кіру үшін, тиісті біліктілігі бар өкілді екі апта ішінде анықтау үшін әрбір пайдаланушыға және уәкілетті органға шақыру жіберу.
326. Егер ұсынылған хабарламадағы мазмұндалған ақпарат алушы үшін жеткіліксіз болса, олар қысқа уақыт аралығында ұсынылуы тиіс қосымша ақпарат жайында жазбаша өтінішпен ЖО-ға өтіне алады.
327. Пайдаланушылар ұсынылған жүйелі тексеру мен оның өткізілу уақыты жөнінде сұрақтарын немесе қарсылықтарын жазбаша түрде жібере алады.
Қарсылықтар туындаған жағдайда ЖО мәселелер мен қарсылықтарды шешуге шара қабылдайды және мұнда жүйелік сынаққа әзірлікті жалғастырады.
Егер пайдаланушының көтерген мәселесі қанағаттандырыла алмаса, онда мұндай жағдайда пайдаланушы оны жүйелі сынақ бекітілгенге дейін уәкілетті органмен шеше алады.
328. Егер сынақ ынтагері (ЖО немесе пайдаланушы) жүйелі сынақты жүргізу немесе бұзу мерзімін көшіру туралы сұраса, жүйелі сынақтың ортақ үйлестірушісі бұл жөнінде тез арада хабардар болып және ол жүйелі сынақтың белгіленген уақытта болмайтындығын растауы тиіс.
329. Сынақ тобын жасақтау үшін ЖО-ға жөнелтілген хабарламалардағы шақыруға жауаптар ЖО-ға жөнелткен тұстан соң екі апта уақыт ішінде алынуы тиіс. Үміткерлер тізімін алған кезде ЖО сынақ тобын құруы және барлық мүдделі пайдаланушылар мен сынақ ынтагерлеріне сынақ тобының тізімін жариялауы тиіс.
330. Сынақ тобы оларды тағайындау тұсынан екі апта уақыт ішінде келесі мәселелерді талқылауды жүргізуі керек:
1) ұсынылған жүйелі сынақты жүргізудің бағдарламасы мен мерзімдері;
2) ұсынылған жүйелі сынақты басқа сынақтармен және жүйелі сынаққа байланысты туындауы мүмкін тәсімдік-түзімді шаралармен бірлестіру мүмкіндігі;
3) ұсынылған жүйелі сынақты ЭӨҰ мен тұтынушылардың тәулік кестесіне енгізу;
4) сынақтың экономикалық және техникалық салдары
331. ЖО сынақ тобына олардың жазбаша өтініші бойынша сынақты жүргізу кезінде ескеруге қажетті мүмкін болар салдарлар туралы деректер
332. Сынақ тобын үйлестіруші қажеттілік бойынша шақырады.
333. Ұсынылған жүйелі сынаққа дейінгі үш ай ішінде сынақ тобы сынақ жүргізуге тартылған ұйымдарға төмендегідей мәліметтермен хабарлама тапсырады:
1) жүйелі сынақты жүргізудің техникалық бағдарламасы;
2) шығындарды анықтау (ойда болмаған шығындарды қосқандағы) және оларды тартылған тараптар арасына үлестіру;
3) сынақ тобы көрсету қажет деп есептейтін басқа да мәселелер.
334. Сынақты жүргізу туралы хабарлама жүйелі сынақты жүргізуден болған залалды өтеу жөніндегі талаптарды енгізеді. Жүйелі сынақтың техникалық бағдарламасының барлық шаралары іс-қимылдағы құжаттарға сәйкес болуы
335. Жүйелі сынақты жүргізудің техникалық бағдарламасын уәкілетті ұйым бекітеді. Бекіту үдерісіне жәрдем мақсатында ұсынылған сынақ жайлы хабарлама мен сынақты жүргізу жайлы хабарламаны қоса, барлық жоғарыда айтылған ақпарат жүйелі сынақты бастар алдында үш айдан кем емес уақыт ішінде билік етуші уәкілетті ұйымға бекіту үшін ұсынылуы қажет. Өкілетті орган сұратып алатын кез келген қосымша ақпарат белгіленген тәртіппен ұсынылады.
Ұсынылған жүйелі тексеруге дейінгі екі ай ішінде уәкілетті орган сынақты өткізу не өткізбеу жайлы шешім шығаруы тиіс.
336. Уәкілетті орган техникалық бағдарламаны бекіткеннен соң сынақ тобы жүйелі сынақты жүргізудің жұмыс бағдарламасын әзірлеуі тиіс. Жүргізу бағдарламасы сынақты жүргізу жайлы хабарламадағы белгіленген жайттарды ескеруі тиіс, сонымен қатар мыналарды мазмұндауы керек:
1) жабдықтарды өшіру жиілігі мен ұзақтығын енгізе отырып, жүйелі сынақтарды жүргізуге арналған операциялар;
2) қауіпсіздік пен сенімділік шаралары;
3) жүйелі сынақты жүргізуді бақылау тәсілі;
4) жүйелі сынақты жүргізуге қатысушы тұлғалар тізімі. Жұмыс бағдарламасы сынаққа барлық тартылғандармен сынақ жүргізілетін күнге дейін 6 аптадан кешіктірілмей келісіледі.
337. Барлық пайдаланушылардың сынақты өткізудің жұмыс бағдарламасын келісу үшін 1 апта уақыты бар.
338. Егер ұсынылған жүйелі сынақты өткізетін күні жұмыс ахуалы қолайсыз болса, онда сынақ тобының кез келген мүшесі жүйелі сынақтың басталуын бұзуға не үзуге ұсыныс бере алады.
Көшіру мен болдырмау себептеріне осымен шектелмей келесі жәйттер жатады:
1) қолайсыз ауа райы жағдайы;
2) қуат тапшылығы;
3) энергиямен жабдықтауды бұзудың салмақты тәуекелі.
339. Ешбір тарап коммерциялық себептер бойынша бір өзі жүйелі сынақты кейінге қалдыруға немесе болдырмауға құқысы жоқ.
Жүйелі сынақ кейінге қалдырылған жағдайда осы тарауға сәйкес басқа ыңғайлы уақыт пен мерзім тағайындалуы қажет.
Барлық жағдайларда жүйелі сынақтар бекітілген жұмыс бағдарламасына сәйкес жүргізілуі тиіс.
340. Жүйелі сынақтың нәтижелері бойынша ЖО сынақ ынтагерімен бірге сынақ аяқталған соң бір ай ішінде жазбаша есепті дайындайды. Сынақтар тобы осы есепті бекіту үшін уәкілетті ұйымға тапсырмас бұрын жүйелі сынақ нәтижелері туралы есепке қол қояды.
341. Осы есепте сыналатын энергообъектінің сыйпаттамасы, сынақ нәтижелері, қорытындылар мен ұсыныстар мазмұндалады.
342. Бекітілген есеп әрекеттескен тараптарға - сынақ тобының мүшелеріне ұсынылады. Есепті басқа субъектілерге тапсыру, сондай-ақ кең таралуы уәкілетті органмен және мүдделі жақтармен келісу бойынша жүргізіледі.
343. Жүйелі сынақ бойынша есеп бекітілген соң сынақтар тобы таратылады.
344. Жүйелі сынақтар пайдаланушы мен ӨЭК арасында немесе ӨЭК мен басқа ӨЭК арасында және ЖО қатысуын талап етпей тарқатушы жүйелерге арналып өткізіледі. Тәртібі төменде келтірілген.
345. Сынақтарды өткізу мерзімдері, мұнда Д болатын жүйелі сынақтың датасын білдіреді:
N № Іс-әрекет Хабарлама Кім 1 ЖО-мен жүйелі сынақ санатына келісу Д-6 апта Пайдаланушы/ӨЭК 2 Сынақ тобының Үйлестірушісі 1+2 апта Пайдаланушы/ӨЭК мен мүшелерін тағайындау 3 Болатын сынақты жүргізу туралы 1+1 ай Сынақ хабарламаның шығуы Үйлестірушісі 4 Жүйелі сынақты жүргізу Д Пайдаланушы/ӨЭК 5 Есепті дайындау Д+1 ай Сынақ Үйлестірушісі 6 Есепті бекіту Д+2 ай Пайдаланушы/ӨЭК
346. ӨЭК немесе пайдаланушы өткізген, яғни жергілікті таратушы тораптарға әсер ете алатын, бірақ жеткізу торабына әсер етпейтін жүйелі сынақтар үшін РЭӨҰ немесе пайдаланушы өзара сынақтар Үйлестірушісі мен сынақтар тобының мүшелерін тағайындауға келісім жасайды.
347. ӨЭК сынақ ынтагері болып өзі немесе пайдаланушы табылатындығына қарамастан, жүйелі сынақтың жалпы басшылығын жүзге асырады.
348. Сынақ Үйлестірушісі келесі ақпаратты мазмұндайтын ұсыныс пен хабарламаны дайындауға тиіс:
1) сынақ Үйлестірушісінің аты-жөні мен лауазымы;
2) ұйымның-сынақ ынтагерінің атауы;
3) болатын жүйелі сынақтың тақырыбы мен мақсаттары, сынақтарды жүргізген кездегі пайдаланушылар жабдығының құрамы мен жай-күйі;
4) ұсынылған жүйелі сынақтың экономикалық және технологиялық салдарлары;
5) сынақтың жұмыс бағдарламасын қоса отырып, жүйелі сынақты жүргізу жөніндегі ұсыныстар;
6) іс-қимыл жасаушы жақтар арасындағы шығындарды тарату (ойда болмаған шығындармен қоса);
7) сынақ Үйлестірушісі қажет деп есептейтін басқа да мәселелер.
349. ӨЭК-ға жүйелі сынақты жүргізуге келіседі.
Жүйелі сынақтың әрбір кідірісі мен бұзылуы жағдайында ӨЭК себепті түсіндіруді жазбаша түрде ұсынады.
350. Егер ұсынылған жүйелі сынақты өткізу күні тораптағы жұмыс ахуалы қолайсыз болса, онда сынақ тобының кез келген мүшесі жүйелі сынақтың басталуын бұзуға үзуге ұсыныс бере алады. ӨЭК жүйелі сынақты көшіру туралы шешім шығарады және сынақтың уақыты мен жалғасу датасын анықтайды.
Көшіру немесе бұзылудың себептері мына баптармен шектелмейді:
1) қолайсыз ауа-райы жағдайы;
2) энергиямен жабдықтаудың тәуекелі.
351. Ешбір тараптың коммерциялық себептер бойынша бір өзі жүйелі сынақты жүргізуді болдырмауға құқысы жоқ.
352. Егер жүйелі сынақ кейінге қалдырылған жағдайда жаңа уақыт пен дата осы бөлімге сәйкес тағайындалуы тиіс.
353. Барлық жағдайда жүйелі сынақтар сынақтардың бекітілген бағдарламасы бойынша жүргізілуі тиіс.
354. Сынақты Үйлестіруші жүйелі сынақ аяқталғаннан соң бір ай ішінде жазбаша есепті жасайды. ӨЭК мен пайдаланушы жүйелі сынақ бойынша есепті бірлесе бекітеді.
355. Есеп сыналатын энергообъектінің сыйпаттамасын, қорытындылары мен ұсыныстарын енгізуі тиіс.
356. Бекітілген есеп ЖО-ға және уәкілетті органға жіберіледі. Есепті басқа субъектілерге тапсыру ӨЭК-мен, пайдаланушы және уәкілетті органмен келісім жасаған соң жүзеге асырылуы мүмкін.
357. Жедел түрде жүргізілу қажетті 320-343 немесе 344-356- тармақтардың талаптарына сай келетін жүйелі сынақтарды жүргізу керек кезінде және хабарлаудың тиісті мезгілі дәл келмесе, бұл жағдайда келесідегідей
1) сынақты талап етуші тарап ӨЭК мен ЖО-ға мынадай мәліметтермен ауызша немесе жазбаша өтінім беру керек;
болатын жүйелі сынақтың тақырыбы мен мақсаты;
сыналатын энергообъект жабдықтарының құрамы;
сынақты жүргізудің ұсынылған уақыты мен датасы;
жедел түрде сынақ жүргізудің себебі;
2) ӨYE электрмен жабдықтауы жүйелі сынақты жүргізуге тәуелді барлық пайдаланушыларды анықтайды, хабардар етеді, сондай-ақ ЖО мен уәкілетті органға хабарлайды;
3) ӨЭК мен сынақ жүргізуді талап етуші тарап қысқа мерзімде болатын сынақ жайлы хабарламаны дайындайды және сынақ бағдарламасын жасақтайды;
4) Тексеру техникалық операторы бекіткен жағдайда күшіне енеді;
5) сынақ бағдарламасын қарастырған кезде ЖО қажет деп тапса уәкілетті органды хабардар етеді;
6) 338-343-тармақтарының талаптары орындалуы тиіс.
358. Жүйелі сынақтар жалпы жағдайда жекелеген тараптар өздерінің шығындарын жабуы тиіс кез келген басқа жүйелі сынақтарға тартылған барлық тараптардың есебінен жүргізіледі. Қандай жағдай да шығындар шартпен таратылуы тиіс. Осы тармақ тек тікелей шығындарға қолданылады. Жоспарланған және кездейсоқ соңғы шығындары бар кез келген тарап осылардың қатысы бар басқа тараптармен келіссөз жүргізуге құқысы бар. Егер осы мәселе бойынша келісімге қол жетпесе, Ережелердің бірінші бөлімінде көрсетілген дау-дамайлық мәселелерді шешу жосығына иек артуға болады.
5-бөлім. Коммерциялық есеп 8-тарау. Коммерциялық есеп
359. Коммерциялық есеп жөніндегі осы бөлімде коммерциялық негізде рыноктың жұмыс істеуі үшін қажетті электр энергиясын есепке алу және деректерді ұсыну қатынасында бәсекелес Қазақстан Республикасындағы электр энергиясының көтерме сауда рыногы (ЭКС) қатысушыларының талаптары белгіленеді. Электржелілік компаниялар өздерінің электр желілерін ОРЭ субъектісіне ұсынады. Өзара есептеулер атқарымдарын жүзеге асыру үшін қажетті коммерциялық есеп пен коммерциялық есеп деректерін жинау ЖО-мен ОРЭ субъектісіне тең құқықты иеленуге мүмкіндік беретін бірдей талаптар бойынша орындалады. Осыған ұқсас ақпарат, сондай-ақ, электр энергиясын жеткізумен қатар тарату бойынша электржелілік қызметтерді төлеу жөніндегі өзара есептесулер үшін талап етіледі. Коммерциялық есеп және коммерциялық есеп деректерін жинау ақпаратымен құпия танысуды талап етеді.
Осы бөлімде есепке алынатын электр энергиясының көлемдері туралы деректерді жинау мен сақтау процестерінің сыйпаттамасы келтірілген. Сондай-ақ деректердің құпиялығы мен мөлдірлік мәселелері қамтылады және ЖО-ның уәкілетті тараптарға тиісті коммерциялық есеп ақпаратына рұқсат беру жөніндегі міндеттері мазмұндалады.
ОРЭ-нің барлық субъектілері тиісті коммерциялық есептеуіштерге, бағдарламалық-техникалық кешендерге және активті не реактивті энергияның ағындары бойынша тіркеу мен деректерін жинау үшін қажетті коммуникациялық инфрақұрылымға ие болуы тиіс. Нарықтың жұмысын қамтамасыз ету үшін ЖО бекітілген деректерді тиісті электржелілік компанияларға беруі тиіс, ал олар есептесулерді жүргізуі және электр энергиясын жеткізгені үшін тиісті төлемақыны алуы керек Ескерту: 359-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
360. Коммерциялық есеп жөніндегі осы тараудың міндеттері келесілерден тұрады:
1) электр энергиясын сату жөніндегі өзара есептесулер үшін пайдаланылатын электр энергиясының есепке алынатын көлемін тіркеу және өлшеуге ең аз деген талаптар бойынша мәліметтер беру, сондай-ақ, желілерді электр энергиясын жеткізу және ЭКС-ға тарату мақсатында пайдалану;
2) аралас жабдықтар мен аппаратураларды, сондай-ақ, активті электр энергиясы мен реактивті электр энергиясын өлшеу үшін қажетті байланыс арналарын және рынок жұмысы үшін деректерді ұсынуды қоса ала отырып, коммерциялық есеп кешенін пайдалану және техникалық қызмет көрсету, сатып алу, қондыру, сынақтарға қатысты ережелерді құрау;
3) дәлдік, қателіктер бойынша талаптарды және өлшеуге жататын параметрлер анықтау.
361. Коммерциялық есеп жөніндегі бұл тарау келесі тараптарға қолданылады:
3) РО;
4) ӨЭК;
5) энергиямен жабдықтаушы ұйымдарға;
6) соңғы құқықты тұтынушыларға;
7) коммерциялық есепті жүзеге асыратын ұйымдарға.
362. Коммерциялық есеп келесі қағидаларға негізделеді:
1) торап пайдаланушысының әрбір қосылым орнында коммерциялық есеп кешені болуы тиіс;
2) әрбір мемлекетаралық желісіне қосылым орнында коммерциялық есеп кешені болуы тиіс;
3) коммерциялық есеп кешендерінің дәлдігі мен өлшеуге жататын шамалар іске қосудың әрбір нүктесінде осы бөлімнің талаптарымен айқындалады;
4) әрбір электржелілік компания өзінің энергия объектісінде торап пайдаланушыларына электр энергиясы коммерциялық есеп кешеніне қызмет көрсету және орнату мүмкіндігін көрсетуі тиіс;
5) әрбір торап пайдаланушысының оның коммерциялық есеп кешеніне техникалық қызмет көрсету және жобалау, орнатуды жүзеге асыратын коммерциялық есепті жүзеге асырушы мамандандырылған ұйымды таңдау құқығы бар;
6) коммерциялық есеп кешенін орнатуға байланысты барлық шығыстарды осы Ережелердің 536-тармағына сәйкес торап пайдаланушысы өз мойнына алды;
7) өзінің теңгерімінде коммерциялық есепке алу кешені бар торап пайдаланушылар Республиканың қолданыстағы нормативтік-техникалық құжаттарына сәйкес оларды пайдалануды жүзеге асыруға тиісті;
8) өз балансында коммерциялық есеп кешені бар және оларды жегімдеуді жүзеге асыратын торап пайдаланушылары коммерциялық есеп кешенінің дәлдігі осы тараудың талаптарына талаптарға сай екеніне кепілдік беруі тиіс;
9) коммерциялық есеп кешенін орнату мен техникалық қызмет көрсетуді осындай қызмет түрлеріне құқығы бар ұйымдар жүргізуі мүмкін;
10) коммерциялық есеп кешені болуы тиіс:
ЖО-да тіркелген, метрологиялық аттестациядан өткізілген және тиісті орган қолдануға рұқсат берілген;
коммерциялық есеп деректері қорына оларды электронды беру үшін деректер беруге қабілетті;
энергия бойынша деректер белгілі интервалдар арқылы бақыланылуы тиіс;
энергия жөніндегі деректер киловатт-сағатпен (активті энергия) және киловатт-сағатпен (реактивті энергия) берілуі тиіс;
11) шарттарға сәйкес торап пайдаланушысы олардың электр энергиясы үшін төлем жөніндегі коммерциялық есеп деректерін алуға құқығы бар;
12) шарттарға сәйкес әрбір электржелілік компания өздерінің желілеріндегі коммерциялық есеп нүктелеріне қатысты коммерциялық есеп деректерін ала алады;
13) өзара есептеулер мен желіні пайдалану үшін пайдаланылатын коммерциялық есеп тексерілуі қажет;
14) өткен кезеңдерге фактілік деректер коммерциялық есептің деректер қорында сақталуы қажет;
15) электржелілік компания коммерциялық есеп кешенін, соның ішінде коммерциялық есептің негізгі есептеуішін, коммерциялық есеп кешенінің бақылау есептеуіштерін тексеруге құқығы бар;
16) ЖО торап пайдаланушыларына коммерциялық есеп жөніндегі осы тараудың ережелерін қолдануды жеңілдету үшін тіркеу процесін және коммерциялық есеп тіркелімін анықтауы қажет, мыналарға қатысты:
жаңа коммерциялық есеп кешені;
бар коммерциялық есеп кешенін өзгерту;
қолдану процесі, мерзімдері, байланысты тараптар, төлем және коммерциялық есеп кешенін орнату мәселелері бойынша ақпаратты қоса отырып, коммерциялық есеп кешенін пайдалануды тоқтату.
Ескерту: 362-тармаққа өзгертулер мен толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16
363. Осы коммерциялық есеп жөніндегі тараудың дәлдік туралы стандартты талаптарына сәйкес келмейтін жабдықтар бар жерде осындай сәйкестікті торапты пайдаланушы қамтамасыз ету керек.
Ескерту: 363-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
364. 377-385 тармақтарында анықталғандай барлық тараптарда ең аз дегенде әрбір 15 минутта активті энергияның және реактивті энергияның тұтынылуын тіркеуге қабілетті және жалпы жиынтық көлем көрсетілген дисплеймен жабдықталған статикалық (электрондық) коммерциялық есеп есептеуіштерінің болуы тиіс. Коммерциялық есеп есептеуіштері сондай-ақ деректерді қашықтықтық және жергілікті сұратуға мүмкіндігімен қамтамасыз ету керек, ақпарат мерзімі 45 күн.
$1. Кернеу дәрежесі 500 кВ және одан жоғары желілерге қосылымдар
365. 500 кВ және жоғары жалғанымдар үшін өзара есептеулер мен желілерді пайдалануды жүзеге асыру мақсатында (коммерциялық есеп кешенін трансформатордың жоғары кернеулі кірмелерінде орнату мүмкін болмаған кезде коммерциялық есеп кешендері дәлдік сыныбы трансформатордың жоғары кернеуіне сәйкес келетін төмен кернеулі кірмелерге орнатыла алады) келесі электр энергиясын өлшеулерді 15 минутқа тең әрбір уақыт мезгілі үшін орындау
1) импорт (қабылдау) МВт/с
2) экспорт (беру) МВт/с
3) импорт (қабылдау) Мвар/с
4) экспорт (беру) Мвар/с.
Ескерту: 365-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
366. <*>
Ескерту: 366-тармақ алынып тасталды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
367. Кернеу дәрежесі 220кВ, 110кВ, 35кВ, 10кВ және 6кВ желілерге әрбір қосылым нүктесі бойынша өзара есептесу мен желілерді пайдалануды жүзеге асыру мақсатында міндетті түрде келесі электр энергиясын өлшеулер 15 минутқа тең әрбір уақыт мезгілі үшін орындалуы қажет:
Ескерту: 367-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
368. <*>
Ескерту: 368-тармақ алынып тасталды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N $2. Төменгі кернеу тізбектері
369. Өзара есептесу және желілерді пайдалануды жүзеге асыру мақсатында әрбір төмен кернеу тізбегі бойынша төмендегі электр энергиясын өлшеулерді 15 минутқа тең әрбір уақыт мезгілі үшін орындау қажет:
1) импорт (қабылдау) кВт/с
2) экспорт (беру) кВт/с
3) импорт (қабылдау) квар/с
4) экспорт (беру) квар/с.
Ескерту: 369-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
370. <*>
Ескерту: 370-тармақ алынып тасталды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
371. Импорт және (немесе) экспорт көлемі Коммерциялық есеп жабдықтарын рынок қатысушылары жүйелі немесе стансалық шарттарды орындау үшін мынандай өлшеулерді орындауы қажет жерге орналастыру керек.
$3. Коммерциялық есептің дәлдігі
372. Коммерциялық есеп жабдықтары дәлдікті осы тарауда белгіленген осындай коммерциялық есеп жабдықтары үшін жазылған шекте қамтамасыз етеді.
Барлық активті энергияның коммерциялық есеп есептеуіштері МЭК Стандарттың 60687 (сынып 0,2S), 60687 (сынып 0,5S) немесе ГОСТ 30206-94 (МЭК 987-92), 61036 (сынып 1,0) немесе ГОСТ 30207-94 (МЭК 1036-90), МЭК Стандартының 61268 (сынып 2,0) талаптарына сай болуы тиіс.
$4. Коммерциялық есеп жабдықтары дәлдігінің сыныбы
373. Барлық жағдайда ЭКС субъектілері ЖО-ға тексеруге төлқұжат- хаттама және кернеу трансформаторларын (КТ), ток трансформаторларын (ТК)
және коммерциялық есеп есептеуіштерікуәлігін ұсынады.
374. Коммерциялық есеп жабдықтары сыныбының дәлдігі барлық тараптар үшін төмендегідей болуы қажет:
1.1.1.1 Қосу дәлдігі нүктелері Типі _____________________________________________________ 500кВ және 220-110кВ, 35-6кВ, төмен жоғары, 50-ден 50МВт кернеулі 200МВт және 200МВт дейін жоғары дейін генератор.
генератор. генератор. лар лар лар ТТ 0,2 0,5 0,5 0,5 КТ 0,2 0,5 0,5 - Активті энергия 0,2 0,5 1,0 2,0 есептеуіштері реактивті энергия 2,0 2,0 2,0 4,0
375. Коммерциялық есептің жалпы дәлдігі төмендегідей болуы тиіс:
Атаулыдан Қуат Атаулы мөлшермен қосылулар үшін қателіктер шегі пайыздық коэффи.
қатынасын. циенті дағы ток Активті энергия 20%-дан 120% дейін 1 +-0,5% +-1,1% +-1,6% +-1,5% 5%-дан 20% дейін 1 +-0,7% +-1,1% +-1,6% +-2,5% 1%-дан 5% дейін 1 +-1,5% +-1,5% +-2,1% 120% дейін 0,5 инд +-0,8% +-1,1% +-2,2% +-2,5% 0,5 емк дейін Реактивті энергия 10% to 120% 0 +-4,0% +-4,0% +-4,0% +-4,0% 10% to 120% 0.866 +-5.0% +-5.0% +-5.0% +-5.0% қалумен
0.866 озумен
376. Тіркеу кезеңінде электр энергиясын есептік ескеру қателіктері орнатылған есептеуіштің 0,5 қателігінен аспауы тиіс.
377. Рынок қатысушылары энергияның коммерциялық есебі үшін 372- 373-тармақтарында сипатталған дәлдік бойынша жалпы талаптар коммерциялық есептің белгілі бір нүктелерінде (КЕБН) орындалады.
Коммерциялық есептің белгілі бір нүктелері - баланстық тиістілік шекарасындағы нүктелер.
378. Өз балансында коммерциялық есеп кешені бар рынок субъектілері ағымдағы шығыстарды қоса отырып оған байланысты шығыстар үшін де жауапты
379. Иелігінде қосалқы стансалар бар электржелілік компания мемлекетаралық желілердегі коммерциялық есеп кешенін іс-қимылдағы нормативтік-техникалық құжаттарға сәйкес жегімдейді.
380. Иелігінде қосалқы стансалар бар электржелілік компания электржелілік компаниялар арасындағы жалғанымдарда коммерциялық есеп кешенін іс-қимылдағы нормативтік-техникалық құжаттарға сәйкес жегімдейді.
381. Электр стансасы электр стансалардың электржелілік компаниялар және тұтынушылармен жалғанымдарындағы коммерциялық есеп кешенін іс- қимылдағы нормативтік-техникалық құжаттарға сәйкес жегімдейді.
382. Электр энергиясын тұтынушыға коммерциялық есеп кешенінің іс жүзінде орналасқан жеріне тәуелсіз коммерциялық есеп кешендерінің жаңадан құрастырылған қосылым нүктелеріндегі шығындар жатқызылады.
Ескерту: 382-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
383. Тораптарды пайдаланушы коммерциялық есептің нақты нүктесін (КЕНН) коммерциялық есептің белгіленген нүктесіне мейілінше жақын орналастыруы тиіс.
Ескерту: 383-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
384. Коммерциялық есептің фактілік нүктесі мен коммерциялық есептің анықталған нүктесі сәйкес келмеген жерде, мұны есептеуіштердің көрсеткіштеріне коммерциялық есептің белгіленген нүктесіндегі дәлдік бойынша жалпы талаптарға сәйкестікті қамтамасыз ету үшін егер қажет болса электр жеткізу желілерінде және (немесе) күштік трансформаторлардағы ысыраптар шамасына қосу керек.
385. Ысыраптарды есепке алу жергілікті деңгейде коммерциялық есеп жабдықтарының құралдарымен немесе коммерциялық есептің деректер қорының аясында бағдарламалық қамтамасыз ету көмегімен дистанциялы қолданылады.
Екі жағдайда да ысыраптарды есепке алу коэффициенті және олардың негіздемесі коммерциялық есепті жүзеге асырушы тиісті электржелілік компаниялар мен ұйымдардың (егер бұлар әртүрлі компаниялар болса) коммерциялық есеп кешенінің иелері арасындағы шартпен анықталуы тиіс. Ысраптарды анықтаудың келісілген формуласы коммерциялық есеп тізілімі мен электр энергиясын жеткізу
386. Коммерциялық есеп жүйесі келесі элементтерден тұрады:
1) өлшеу трансформаторларынан;
2) коммерциялық есеп есептеуіштерінен;
3) деректерді сақтау құрылғыларынан;
4) байланыс қосалқы жүйелері;
5) коммерциялық есеп есептеуіштерінің істен шығу мониторингі құрылғысы.
387. Коммерциялық есеп жүйесі, сыртқа орнату өлшеу трансформаторларын қоспағанда, құрғақ және таза пана-жайға орналастырылуы
388. Өлшеу трансформаторлары мен коммерциялық есеп кешенінің жұмысқа дайындығы жылына кем дегенде 99% құрауы керек. Байланыс желілерінің жұмысқа дайындығы жылына 99% құрауы қажет.
389. Ток трансформаторлары (ТТ) және кернеу трансформаторлары осы Ережелердің 372-373-тармақтарында көрсетілген талаптарға жауап берулері керек.
Егер өлшеу трансформаторларының (ТТ және КТ) блогы біріктірілген блогы орнатылған болса Қазақстан Республикасының іс-қимылдағы нормативтік құжаттарда ескерілгендей, аспаптардың өзара әсерінің салдарын белгілеу бойынша "Дәлдік нүктесі" жүргізілуі қажет.
390. Төменде пайдаланылатын ТТ және КТ терминдері осындай өлшеу трансформаторлар үшін анықталған сол секілді пайдалану сипатамасына ие басқа өлшеу техникасын пайдалануды жоққа шығармайды.
391. Өлшеу трансформаторларының техникалық сипаттамасы және олармен байланысты оларды қосу тәсімдерінің элементтері , екінші тізбектердің қосымша жүктемесін қоса отырып, ЖО-ға коммерциялық есеп тіркеліміне кіргізу үшін ұсынылады.
392. Қолданыстағы нормативтік құжаттарға сәйкес ТТ нақты сынып стандарты бойынша (ТТ қайталама атаулы токқа қарамастан) ең төменгімен белгіленуі тиіс.
Ескерту: 392-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
393. 220 кВ және жоғары қосулар үшін жеке екінші ТТ орамасы есептеу мақсатына арналуы қажет.
394. Кез-келген екінші тізбектің қосымша жүктемелері ЖО-ны алдын- ала хабарландырмай өзгертілмейді және екінші тізбектің қосымша жүктемесінің өзгертілген мәндері туралы ақпарат ЖО-ға коммерциялық есеп есептеуіштерінің тіркеліміне деректер енгізу үшін ұсынылады.
395. ТТ түгендеу туралы куәлік электр энергиясын өлшеу үшін пайдаланылатын әрбір ТТ үшін жалпы жұмыс жүктемесі қателіктеріне көрсетумен, ЖО-ға коммерциялық есептің тіркеліміне деректерді енгізу үшін ұсынылуы қажет.
396. Әрбір ТТ үшін жалпы жүктеме осы ТТ атаулы жүктемесінен жоғары болмауы тиіс.
397. Қолданыстағы нормативтік құжаттарға сәйкес ТН нақты сынып стандарты бойынша ең төменгімен белгіленуі тиіс.
Ескерту: 397-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
398. Есептеуіштерге баратын КТ екінші тізбегі жеке кабельді желімен орындалуы тиіс. Кабельді желілерде кернеудің құлауы атаулы кернеуден 0,25% аспауы тиіс.
399. КТ кез-келген қосымша жүктемелер ЖО-ны алдын-ала хабарландырмай өзгертілмейді және екінші тізбектің қосымша жүктемесінің өзгертілген мәндері туралы ақпарат ЖО-ға коммерциялық есеп есептеуіштерінің
400. КТ түгендеу туралы куәлік электр энергиясын өлшеу үшін пайдаланылатын әрбір ТТ үшін жалпы жұмыс жүктемесі қателіктеріне көрсетумен, ЖО-ға коммерциялық есептің тіркеліміне деректерді енгізу үшін
401. КТ әрбір екінші орамасына жалпы жүктеме осы екінші орама үшін атаулы жүктемеден аспауы тиіс.
402. КТ әрбір кабельді желісі жеке сақтандырғышпен қорғалуы тиіс.
Мұндай сақтандырғыштар КТ-ға мейілінше жақын орналасуы қажет.
403. Егер тізбектерде, қайта орнатылғаннан басқа осы тараудың талаптарына сәйкес өлшеу жүргізілуге тиіс және егер орнатылған өлшеу трансформаторлары талаптарға толық жауап бермесе, онда осы өлшеу трансформаторлары тиісті талаптарға жауап беретіндермен алмастырылып немесе қосымша орнатылуы тиісті:
1) егер өлшеу трансформаторлары электр желілері бойынша электр энергиясын жеткізу және оның төлемі мәселелерімен байланысты өлшеулері жүктемесінен басқа жүктемелер болса қосымша жүктеме мәні туралы ақпарат ЖО-ға коммерциялық есеп тіркеліміне енгізу үшін беріледі. Кез-келген екінші тізбек қосымша жүктемесі ЖО-ны хабарландырмай өзгертілмейді және екінші тізбек қосымша жүктемесі өзгертілген мәні туралы ЖО-ға коммерциялық есеп есептеуіштері тіркеліміне деректерді енгізу үшін беріледі.
2) егер жалпы режим бұзылса, мысалы КТ істен шықса, коммерциялық есеп есептеуіштеріндегі кернеу мәні өзгеруіне алып келуі мүмкін, бақылау релесі орнатылуы тиіс. Ақау анықталғаннан кейін 24 сағат ішінде бұзылушылық жойылуы қажет. Апаттық сигнал ЖО-ға деректерді сақтау құрылғылары арқылы Ескерту: 403-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
404. 110 кВ және одан жоғары желілерге қосылым нүктелеріндегі және генераторлардағы үш фазалық токтың ативті электр энергиясын есептеу әрбір фазасында өлшеу блогы бар үш элементті үш фазалы есептеуіштер көмегімен
405. Реактивті энергияның коммерциялық есеп есептеуіштері 272-373- тармақтарында көрсетілген талаптарға сәйкес болуы қажет.
406. Барлық Коммерциялық есептің есептеуіштерінде әрбір өлшенетін көлем үшін жинақталған ақпараттың ұзақ уақытты тіркелімі болуы тиіс.
Коммерциялық есеп есептеуіштерінің тіркелімі есептеуіштің көрсеткіштерін санау есептесу кезеңі ішінде бірден көп толық цикл жасамауы тиіс.
407. Деректерді сақтайтын жеке құрылғыларды деректермен жабдықтайтын коммерциялық есепке алу санауыштары есепке алынатын кезең үшін электр энергияны арттыру түрінде электр энергияның өлшенетін көлемін беруге тиіс.
Ескерту: 407-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
408. Барлық Коммерциялық есептің есептеуіштері арнайы кестешелер көмегімен таңбалануы тиіс және коммерциялық есептің есептеуіштері таңбалары бойынша деректер және техникалық айрықшалаулар ЖО-ға коммерциялық есеп тіркеліміне енгізу үшін беріледі.
409. Әрбір деректерді сақтау құрылғыларының есте сақтау көлемі деректер іріктелімінің 15 минут интервалымен 45 күн аралығында барлық өлшенген мөлшерлерді сақтауға мүмкіндік беретіндей болуы қажет.
410. Деректерді сақтау құрылғыларымен аралықта берілетін деректердің ЖО-мен анықталған пішімі немесе хаттамасы болуы тиіс.
411. Энергия бойынша деректер және әрбір жағдайда кезең сағатты аяқталуына байланысты 15 минут уақытша аралық қатарынан энергия бойынша деректер үшін жеке кезеңді таңдау үшін бағдарламалық-техникалық құралдар қарастырылуы тиіс.
Ескерту: 411-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
412. Электр энергияның коммерциялық есебінің деректері әрбір 15 минут сайын деректерді сақтау құрылғысына беріледі. Істен шығу кезінде ақпараттарды беру бірнеше 15 минуттық аралықтарда бір уақытта деректерді жинау мүмкіндігі қамтамасыз етілуі тиіс.
Ескерту: 412-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
413. Әрбір деректерді сақтау құрылғылары үшін жеке сақтандырғышпен үздіксіз энергия жабдықтау көздері қамтамасыз етілуі тиіс.
414. Егер деректерді сақтау құрылғысымен байланысқан модем деректерді сақтау құрылғысынан жеке орналасқан болса онда ол жеке сақтандырғышпен үздіксіз энергия жабдықтау көздерімен жабдықталуы тиіс.
415. Энергия жабдықтау тоқтатылған жағдайда деректерді сақтау құрылғысы тұрақты кезекші жұмыскерлер отыратын орынға шығу апаттық сигналын беруі қажет.
416. Жеке деректерді сақтау құрылғысы мен жеке байланыс желісін иемдену керек. Егер жеке деректерді сақтау құрылғысы пайдаланатын болса, онда ол бірден көп коммерциялық есеп есептеуіштерінен алынған деректерді сақтау үшін пайдаланыла алады.
417. Коммерциялық есеп кешені есте тұрған уақытша деректерді сақтайтын құралдармен жабдықталуы тиіс. Деректердің есінде ұзақ сақтағышта сақталғаны дұрыс.
Коммерциялық есеп деректерін сақтау үшін келесі техникалық мүмкіндіктер қамтамасыз етілуі қажет:
1) есте сақтау көлемі 45 күн аралығында барлық энергия бойынша мәндер үшін күніне [96] кезеңге арналуы тиіс.
2) алынып тасталды ;
3) деректерді сақтау құрылғысына қоректендіру беру тоқтатылған жағдайда деректерді сақтау құрылғысы қоректендіру беру қоректендіру тоқтатылған кезең аралығында деректерді сақтауға тиіс және 475-тармақта көрсетілген уақыт бойынша уақыт дәлдігін ұстауы тиіс;
4) деректерді сақтау құрылғыларына қорек беруді тоқтату кезеңіне қатысты қуат және энергия бойынша аралық мәндер және деректерді сақтау құрылғыларына қорек беруді тоқтату кезеңіне қатысты қуат және энергия бойынша нөлдік мәндер коммерциялық есеп жүйесі оларды айыра алуы үшін тиісті түрде белгіленуі тиіс;
5) қоректендіру беру ұзақ уақытқа тоқтатылған жағдайға сағат, күнтізбе және барлық деректер сыртқы электрмен жабдықтау көздерін 45 күн аралығында қоспай қызмет етулері қажет;
6) кез-келген санау жайлы операциялар сақталып тұрған коммерциялық есеп деректерін жоғалтуға немесе өзгертуге алып келмеуі тиіс;
7) коммерциялық есеп жүйесінің сұратуы бойынша деректерді сақтау құрылғылары сақталып тұрған ақпаратты кез-келген көлемде беруі тиіс.
Ескерту: 417-тармаққа өзгерістер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
418. Төменде көрсетілген жағдайлардың әрқайсысы үшін бақылау құралдары қамтамасыз етілуі тиіс:
1) деректерді сақтау құрылғылары жұмысындағы қателер;
2) энергиямен жабдықтау бойынша бақылау;
3) есте сақтауды тексеру;
4) КТ тізбегінің бұзылушылықтары;
5) Жергілікті сұрату портына қол жеткізушілік.
Ескерту: 418-тармаққа өзгеріс енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
419. Жоғарыда көрсетілген кез-келген қарсылықтар туралы ақпарат жалпы авариялық сигналдың көмегімен ЖО-ға берілуі тиіс. Авариялық сигнал тиесілі кезеңмен оны сәйкестендіруі үшін тиісті кодировкасы болуы керек.
Ескерту: 419-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
420. Әрбір деректерді сақтау құрылғысы жеке порттардан сұратуларды жүзеге асыру үшін жергілікті және алыстағы техникалық құралдарды иемденуі
421. Коммерциялық есеп жабдықтары коммерциялық есеп жүйесінен жүргізілетін коммерциялық есеп деректерін санау мен қайта бағдарламалау тиісті парольмен бақыланатын қауіпсіздіктің тиісті деңгейінде жергілікті және алыстан қол жеткізушілік тәсілімен ғана жүзеге асырылатын жолмен орнатылуы тиіс.
422. Сұратуды жүзеге асыру барысында коммерциялық есептің келесі деректері берілуі керек:
1) осы тараудың тармақтарында айқындалған электр энергиясын өлшеу деректері;
3) апаттық сигналдар;
4) деректерді сақтау құрылғыларымен көрсетілетін күні және уақыты.
Ескерту: 422-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
423. Әрбір деректерді сақтау құрылғылары үшін дербес компьютер сияқты жергілікті деректер терминалын қосу мүмкін болатын порт сұрау салулары төмендегі мақсаттар үшін қарастырылуы керек:
1) пайдалануға беру, техникалық қызмет көрсету және ақауларды анықтау;
2) коммерциялық есеп деректерін байланыс жүйесі істен шыққан жағдайда беру;
3) егер қашықтықта немесе автоматты түрде істелуі мүмкін болмаса, уақыт параметрін белгілеу;
3-1) техникалық қызмет көрсету және зақымдалуды табу.
Ескерту: 423-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
424. Әрбір деректерді сақтау құрылғылары Қазақстан Республикасының іс-қимылдағы нормативтік құжаттарына сәйкес жергілікті және алыстағы сұрауларды орындау кезінде деректер алмасуды қамтамасыз ететін модем немесе радиожеткізуші сияқты ішкі және сыртқы байланыс интерфейсімен қамтамасыз етілуі қажет. ЖО пайдалануы үшін коммерциялық есеп жүйесімен коммерциялық есеп деректері жиналуын қамтамасыз ететін байланыс желісі болуы тиіс.
425. Барлық қатысушылар коммерциялық есепке алу деректерін іздестіру үшін арнайы бөлінген арналарды немесе Internet-пен қамтамасыз етуі тиіс. Резервтік арна коммуталаушы арна болуы тиіс. Егер арнайы бөлінген арналар немесе Internet беру мүмкіндігі жоқ, техникалық немесе экономика жағынан тиімсіз жағдайда рынокқа қатысушы ЖО-мен келісімі бойынша өзара резервтік коммуталаушы арналарды жеткізуі мүмкін.
Ескерту: 425-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
426. Іс жүзінде пайдаланылатын құралдар ЖО-мен келісілуі тиіс және оның талаптарына жауап беруі керек. Байланыс желілерімен қамтамасыз ету жөніндегі жауапкершілікті және оны жалға алу бойынша шығыстарды жауапты тарап көтереді.
427. Коммерциялық есеп есептеуіштерінен деректерді санау және бағдарламалау және параметрлерін өзгерту тек қана пароль көмегімен тиісті қауіпсіздік деңгейінде қол жеткізу мүмкін.
428. Деректерді сақтау құрылғылары және коммерциялық есеп жүйесі арасындағы байланыс жүйесі қателерді тексеру құралдарын қосу керек.
429. Берілетін деректер, хаттамалар мен қателерді тексеру құралдарына және қауіпсіздік деңгейіне қойылатын техникалық талаптарды ЖО анықтайды.
430. Коммерциялық есеп кешенінің барлық жабдықтары белгілі бір келісілген шараларға сәйкес бекітілген болуы керек. Пломбылар коммерциялық есеп есептеуіштерінің ішкі бөліміне пломбаның бүтіндігін бұзбай қол жеткізу мүмкін болмайтындай етіп бекітілуі тиіс.
431. Коммерциялық есепке алу кешенінің құрамбөліктері және олармен байланысты тізбектер өлшеуіш трансформаторлардан сенімді және қауіпсіз болуы Ескерту: 431-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
432. Модемдер олармен байланысқан байланыс желісінен тиісті түрде оқшауландырылған болуы қажет.
433. Рынокқа қатысушы, қатысушы электржелілік компания, ЖО және коммерциялық есепті жүзеге асыратын ұйым бақылау, деректерді тексеру және кешенді тексеру мен оған техникалық қызмет көрсету мен жөндеуді тексеру үшін коммерциялық есеп кешеніне еркін қол жеткізулері қажет.
434. Коммерциялық есеп кешенінде сақталған коммерциялық есеп деректері тиісті парольмен тікелей жергілікті және алыстағы электрондық қол жеткізушіліктен қорғанған болуы керек.
435. Коммерциялық есепті жүзеге асыратын ұйым тиісті рынок қатысушылары "Тек қана оқуға" деген пароль және "Оқу" "Жазба" деген парольдер ЖО-ға ұсынылады. Рынок қатысушылары пайдаланатын парольдер коммерциялық есеп тіркеліміне енгізілуі тиіс.
Ескерту: 435-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
436. Коммерциялық есептің әрбір кешені мен оның құрамбөліктері, параметрлері мен жұмыс сипаттамалары дәл анықталып коммерциялық есеп тіркеліміне енгізілуі тиіс. Құрамбөліктердің барлық өзгерістері мен түзетулері ЖО-мен келісілуі тиіс, жұмыс біткен соң олар бойынша деректер кідіртілмей ЖО- ға ұсынылуы тиіс.
437. Құрылғыларға, техникалық айрықшалықтар және коммерциялық есеп кешенінің тәсімдеріне қажетті құжаттар ұсынылуы тиіс. Оларда техникалық деректер мен өлшеу трансформаторлары мен коммерциялық есеп есептеуіштерін қондыру параметрлері болуы тиіс.
438. Құжаттар коммерциялық есепті жүзеге асыратын ұйыммен ұсынылуы қажет және ОТКЕ иесінде болуы қажет.
Ескерту: 438-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
439. ЭКС коммерциялық есептің деректер қорында барлық техникалық, әкімшілік және барлық коммерциялық есеп нүктелері бойынша физикалық ақпараттар сақталады. Коммерциялық есептің деректер қоры екі бөліктен тұрады:
коммерциялық есеп есептеуіштерінің деректері және коммерциялық есеп деректері.
440. ЖО осы деректер қорын жаңартуды, түзетуді және басқаруды жүзеге асырады, сондай-ақ, оларды басқару, пысықтау, түзету енгізу және коммерциялық есеп есептеуіштері мен коммерциялық есеп кешенінің деректерін сақтауды орындау кезінде қауіпсіздіктің және құпиялылықтың сақталуын жүзеге
441. Коммерциялық есеп есептеуіштерінің деректері коммерциялық есеп деректері қорының бөлігін құрайды және коммерциялық есеп есептеуіштерінің деректері жөніндегі осы тарауға сәйкес қажетті коммерциялық есеп кешенімен байланысты ақпаратты сақтайды.
442. Коммерциялық есеп есептеуіштері деректерінің міндеттері болып табылады:
1) қосылым орындарын, коммерциялық есеп нүктелерін және рынок қатысушыларын тіркеу;
2) коммерциялық есеп есептеуіштері бойынша осы тараудың талаптарына сақтауды растау;
3) тіркелген ақпараттардың өзгерісін бақылауға икемді реттеу.
443. Әрбір өз коммерциялық есеп кешені бойынша рынокқа қатысушы қажетті деректерді және техникалық айрықшаланымдарды 445-450- тармақтарының талаптарына сәйкес коммерциялық есеп есептеуішінің ақпаратын сақтауға және ақпараттың дұрыстығын тексеруге жауап беретін ЖО-ға ұсынуы
444. Әрбір тексеру құжаты 373-374-тармақтарда көрсетілген дәлдік нүктесін бақылау үшін қолданылады. Коммерциялық есеп кешенінің құрамбөліктерінің әрбір өзгерісі туралы және қондыру параметрлерінің әрбір өзгерісі туралы ЖО-ға тіркеу үшін кідіртілмей хабарлануы керек. Коммерциялық есеп есептеуіштері деректерінің жаңартылған жазбалары есептеуіш иесімен және ЖО-мен тексерілуі және расталуы қажет.
445. Коммерциялық есеп кешенінде ең кем дегенде қосу орны және коммерциялық есеп нүктесі туралы келесі ақпараты болуы тиіс:
1) коммерциялық есепке алу кешенінің иесі, коммерциялық есепті жүргізуші ұйым;
2) табиғи орналасқан орынның нақты атауы;
3) байланыс жасаушы және коммерциялық есепке алу кешені иесі берген әрбір телім бойынша телефондардың нөмірі туралы ақпарат.
Ескерту: 445-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
446. Коммерциялық есепке алу аспаптарының қондырғысы бойынша ақпарат:
коммерциялық нүктенің біріздендіру коды (БК), өндіруші, тұрпаты, моделі, сериялық нөмір, шығарған жылы және дәлдік сыныбы, барлық табиғи және техникалық ерекшеліктерге, стандарттарға, атаулы мен максималдық токқа, атаулы қосымша кернеуге, жұмыс аралығы және барлық аспаптардың дәлдігіне қатысты барлық деректер (токтың және кернеудің трансформациялау еселегіштерін қосқанда) өлшеу кешенінің тұрпатын бекіту үшін қажетті барлық деректер, тексерудің сертификаттарын, тестілеудің хаттамаларын және мерзімдерді қосқанда сынауға, пайдалануға берілуіне қатысты барлық ақпараттар, құрылғыларды ауыстыру бойынша бағдарлама, тексеру және тестілеу кестелері, жөндеуді жүзеге асыру, жаңа аттестаттау мен қажет болған жағдайда, тексерудің жаңартылған сертификаттары. Объектінің соңғы бақылау күні, коммерциялық есепке алудың санауышын соңғы тестілеу күні және коммерциялық есепке алудың санауышын соңғы рет тексеру күні, коммерциялық есепке алу кешенінің олқылықтарын көрсете отырып тексерудің куәлігі, сондай-ақ өлшеуіш трансформаторлардың, коммерциялық есепке алу санауыштарының, деректерді сақтау құрылғыларының деректері.
Ескерту: 446-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
447. Деректер алмасу жөніндегі ақпараттар:
1) коммерциялық есеп деректерін жинау үшін телефон нөмірлері;
2) байланысты қамтамасыз етуге қатысты ақпарат: жабдық тұрпатын, сериялық нөмірді, техникалық ерекшеліктерді, интерфейсті және байланыс хаттамасын қамтиды;
3) пайдаланушылар және олардың қол жеткізу құқықтары туралы ақпарат;
4) "оқу" және/немесе "жазу" парольдерінің қауіпсіздігін қамтамасыз етуге қатысты ақпараттар (олар қорғалған жерде сақталуы тиіс).
Ескерту: 447-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
448. Деректерді алмастыру және растығын тексеру шараларының тараптармен келісілген шарттарына мыналар кіруі тиіс:
1) алгоритмдер;
2) деректерді салыстыру әдістемесі;
3) пысықтаулар мен сигналдар (кернеу көздерінің шектері, фаз бұрыштарының шектері);
4) деректердің баламалық көздері.
Есептесулер жүргізуге дейінгі деректерді пысықтау және энергия жеткізу желілерін пайдалану.
449. Жегімдеу есептесулерін жүргізу үшін деректерді өңдеуге "Сағат бойынша берілген электр энергиясын өндірудің есептелуі" алгоритмі кіреді.
450. Әрбір рынокқа қатысушы ЖО-ға әрбір өздерінің әрбір коммерциялық есеп нүктелері бойынша жоғарыда келтірілген деректерді келесі жағдаяттарда ұсынады:
1) коммерциялық есептің жаңа кешені орнатылатын жағдайда;
2) коммерциялық есеп есептеуіштерінің деректеріне қайсыбір өзгерістер енгізілетін жағдайда немесе коммерциялық есеп кешенінің сипаттамалары өзгергенде;
3) электр энергиясын есепке алу жүйесін жұмысқа қосқан кезде.
Ескерту: 450-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
451. Әрбір коммерциялық есепке алу кешенінде он сегіз ондаған разрядтарды қамтыған біріздендіру коды (БК) болуы тиіс. БК құрылымы мынадай 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |6 |7 |8 |9 |10 |11 |12 |13 |14 |15 |16 |17 |18 1-ші разряд - елдің коды. Кодтың мәні "1"-ден "9"-ға дейін болуы мүмкін, ЖО береді;
2-ші разряд - энергетикалық аймақ коды. Кодтың мәні "1"-ден "9"-ға дейін болуы мүмкін, ЖО береді;
3-ші, 4-ші разрядтар - облыс, қала немесе энерготорап кодтары. Кодтың мәні "01"-ден "99"-ға дейін болуы мүмкін, ЖО береді;
5-ші разряд - субъектінің негізгі қызмет коды. Кодтың мәні "1"-ден "9"-ға дейін болуы мүмкін, ЖО береді;
6-9 разрядтар - субъектінің белгі коды. Кодтың мәні "0001"-ден "9999"-ға дейін болуы мүмкін, ЖО береді;
10-11 разрядтар - субъектінің құрылымдық бөлімшелерінің дербес коды. Кодтың мәні "01"-ден "99"-ға дейін болуы мүмкін, жобаны орындаған ұйымдар береді;
12-14 разрядтар - субъектідегі қосалқы станцияның коды.
Кодтың мәні "001"-ден "999"-ға дейін болуы мүмкін, жобаны орындаған ұйымдар береді;
15-18 разрядтар - субъектінің коммерциялық есепке алу кешенінің дербес коды. Кодтың мәні "0001"-ден "9999"-ға дейін болуы мүмкін, жобаны орындаған ұйымдар береді.
Ескерту: 451-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
452. Коммерциялық есеп деректері коммерциялық есеп деректері қорында сақталуы керек. Коммерциялық есеп деректері өзара есептесу және электр желілерін пайдалану мақсаты үшін қолданылатын барлық өлшенген, арналған және сақталған коммерциялық есептеу мәндерінен тұрады.
453. ЖО деректерді беру хаттамасын пайдалану арқылы қашықтықты4 сұрау салу жолымен коммерциялық есепке алу деректерін жинауды жүзеге асырады, өзара есеп айырысу және электр торабын пайдалану мақсаты үшін, сонымен қатар рыноктың болашақ қатысушылары ретінде пайдалану үшін коммерциялық есепке алу деректерінің базасында олардың қауіпсіздігін және сақталуын қамтамасыз етеді.
Ескерту: 453-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
454. Коммерциялық есепке алудың өлшеу деректерін жинау және Жүйелі оператордың деректілер базасына жазылу әрбір 15 минут сайын жүзеге асырылады.
Ескерту: 454-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
455. Коммерциялық есеп кешенінің иесі байланыс желісінің сенімді жұмысын және коммерциялық есеп кешенінен коммерциялық есеп деректері қорына дейінгі ақпаратты жеткізуді қамтамасыз етуі тиіс.
456. Егер дистанциялық сұранысқа қол жеткізу мүмкін болмаса, ЖО тиісті деректерді жергілікті жерде сұраныс жүргізу жолымен алу туралы рынокқа қатысушымен келісімге келулері керек. Егер бұл мүмкін болмаса, онда ЖО деректердің базасын қалыптастыру үшін басқа құралдарды пайдалануы керек (мысалы, SСАDА).
Ескерту: 456-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
457. Коммерциялық есепке алу деректеріне енгізіледі:
коммерциялық есепке алу кешендерінен алынған активті және реактивті энергияның мәні;
ЖО орындайтын бастапқы деректердің негізіне есептелінген мәні;
деректер болмаған жағдайда немесе қате деректер жағдайында саналған, түзетілген деректер.
Ескерту: 457-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
458. Коммерциялық есеп деректерінің жиналуы, пысықталуы, әкімшілік пысықтаудан өтуі және олардың қауіпсіздігі мен құпиялылығы қамтамасыз етіле отырып, сақталуы тиіс.
459. Деректер коммерциялық есеп деректері базасында екі жыл аралығында тез қол жеткізуді қамтамасыз ететін пішімде және келесі үш жылда мұрағаттық пішімде сақталуы тиіс.
460. ЖО қате кеткен жағдайда немесе деректер жоқ кезінде деректер растығын тексеру мен алмастыруды жүзеге асырады.
461. Күн сайынғы жаңартылатын деректер жинау үшін және деректерді сақтау жөніндегі құрылғыны сынау кезінде келесі шарттарды орындау қажет:
1) коммерциялық есеп қондырғыларының сәйкестендіру коды және болжанатын деректермен деректерді беру арнасының саны салыстырылуы тиіс.
Егер бұл жағдайлардың бірінде олар ерекшеленетін болса, онда деректер жиналмайды және қателесу сигналы беріледі және 486-488-тармақтарына сәйкес қателесуді зерттеу жүргізіледі;
2) егер деректерді сақтау жөніндегі құрылғыда деректерге қол жеткізілмесе, онда деректер жиналмайды, қателесу туралы сигнал беріледі және 486-488-тармақтарына сәйкес қателесуді зерттеу жүргізіледі;
3) егер деректерді сақтау жөніндегі құрылғымен байланыс орнату мүмкін болмаса қателесу жайлы сигнал беріледі және 486-488-тармақтарына сәйкес қателесуді зерттеу жүргізіледі;
4) деректерді сақтау жөніндегі құрылғыдағы уақыт пен күні болжанатын мәндермен салыстырылуы тиіс. Егер уақытта 10 секундтан астам және бір минуттан кем айырмашылық болса, ондай деректерді сақтау жөніндегі құрылғы коммерциялық есеп деректерін жинау жүйесімен түзетіледі. Егер уақытта бір минуттан көп айырмашылық болса, қателесу жайлы сигнал беріледі және 486-488- тармақтарына сәйкес қателесуді зерттеу жүргізіледі;
5) деректерді сақтау жөніндегі құрылғымен берілген сигналдар тексеріледі, егер олардың қандай да біреуі үрей туғызатын болса, онда қателесу жайлы сигнал беріледі және 486-488-тармақтарына сәйкес қателесуді зерттеу
462. Егер ЖО коммерциялық есеп кешені жұмысында қателесулерді анықтаса, ЖО коммерциялық есеп кешеніне ие тарапқа анықталған сәттен кейінгі 24 сағат ішінде хабардар етеді.
Ескерту: 462-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
463. Егер коммерциялық есеп кешені деректері мен коммерциялық есеп деректері қорының арасында айырмашылықтар болса, мүдделі рынок қатысушысы ЖО-мен пайда болған айырмашылықты жою жөніндегі неғұрлым дұрыс тәсілді анықтау және осындай айырмашылықтарды болашақта болдырмау үшін әрекеттерді келісімдеу алдын ала қабылдануы тиіс.
464. ЖО осы тараудың регламентімен сәйкес коммерциялық есеп жүйесіндегі оқиғалар және коммерциялық есеп жүйесінде болған қателесулерді зерттеу мен жоюға жауапты. Сондай-ақ, ЖО коммерциялық есеп кешеніне ие тарапқа, электржелілік компанияларға, коммерциялық есеп жүргізетін ұйымдарға нақты жағдай бойынша дер кезінде баяндалуына жауапты.
Ескерту: 464-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
465. Коммерциялық есеп деректерінде айырмашылықтар болса, немесе алмастыру шарасын жүргізу қажет болса, ЖО коммерциялық есеп деректерін алмастыру үшін жауапты болады және басқа рынок қатысушыларымен кеңесе отырып деректер мен тиісті нұсқаулықтарды алмастыру шараларын әзірлеуі тиіс.
466. Коммерциялық есепке алудың деректерінің толық болмаған немесе коммерциялық есепке алу кешеніндегі іркілістер жағдайында деректер тараптар арасында келісілген әдістемелерді пайдалана отырып ауыстырылуы тиіс. Өткен мезгілдегі SCADA және басқа көздерден алынған ақпарат рұқсат етілген мүмкіндігіне сәйкес пайдаланылуы тиіс.
Ескерту: 466-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
467. Егер өзара есептесулерге қажет уақыт ішінде коммерциялық есеп деректері коммерциялық есеп кешенінен алынбаса, онда ЖО-мен рынок қатысушыларымен келісілген әдістемені пайдалана отырып дайындалуы тиіс.
468. Рынокқа қатысушы ЖО-ға коммерциялық есеп деректері қорының деректерімен және рынок қатысушысының коммерциялық есеп кешенінің деректерінің сәйкестігін анықтайтын аудит өткізуді ұсынуы мүмкін.
469. Егер осы тараудың тармақтарына сәйкес жүргізілген коммерциялық есепке алу кешенін тексеру немесе аудит ұйғарымды қатесі 1,5 есе артық олқылығын көрсетсе, бұл Жүйелі оператордың негізделінген қорытындысы бойынша қайсыбір рынокқа қатысушыны елеулі түрде қозғамайды, яғни саналған деректерді ауыстыруды керек етпейді.
Ескерту: 469-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
470. Коммерциялық есеп кешені деректері мен коммерциялық есеп деректерінің қоры арасында алшақтықтар болса және тексеру жүргізу үшін басқа көздерге қол жеткізу мүмкін болмаса, онда коммерциялық есеп кешенінің деректері коммерциялық есеп нүктелері деректерін жоққа шығару жоқ кезде дәлел болып саналады.
471. ЭКС субъектілерінің коммерциялық есеп деректері бар коммерциялық есеп деректерінің қоры ЖО-ға жатады. ЖО коммерциялық есеп деректері қорының қауіпсіздігін қамтамасыз ету мүмкін болуы үшін оған тек ЖО ғана қол жеткізе алуы қажет. ЖО коммерциялық есеп деректерін және коммерциялық есеп есептеуіштерінің деректерін төменде көрсетілген тараптардың жазбаша ұсынысына жауап ретінде жібереді. Бұл ақпарат ЖО қолданылады деп санаса растау, сынақ, дауларды шешу, түгендеу немесе басқа да мақсаттар үшін ұсынылады. Барлық жағдайда бұл ақпарат электронды түрде, мүмкіндігінше қысқа, бірақ бір аптадан ұзартылмайтын мерзімде ұсынылуы тиіс.
472. Деректерді сұрату құқығына ие тараптар:
1) тиісті коммерциялық есеп кешеніне ие тарап;
2) олардың желіге қосылған нүктелеріндегі барлық коммерциялық есеп кешеніне қатысында электржелілік компаниялар (энергия беруші, таратушы, аралас);
3) коммерциялық есеп жүргізуші компаниялар, сынақ және жөндеу мақсаттары үшін белгілі бір коммерциялық есеп кешеніне жауапты.
473. Барлық коммерциялық есеп кешенінің немесе бір бөлігінің апаты кезінде ЖО 24 сағат ішінде коммерциялық есеп жүргізетін ұйымды және рынок қатысушысына хабарлайды. Бұдан кейін коммерциялық есеп кешеніне ие тарап қателесулерді жою және кешен төмендегі уақыт кезеңіне барлық қуатпен пайдалануға дайын болуына жауапты болады:
1) коммерциялық есеп кешенін, өзара есептесулерге айтарлықтай зияны бар жерлерде пайдалануға әзір болу үшін 5 күн ішінде беріледі;
2) коммерциялық есеп кешенін, өзара есептесулерге айтарлықтай зияны болмайтын жерлерде (мысалы, байланыс желісінің апаты) пайдалануға дайындық үшін 15 күн ішінде беріледі.
474. Жоғарыда көрсетілген барлық жағдайларда жегімдеуді қалпына келтіру туралы ақырғы шешімді ЖО қабылдайды.
475. Коммерциялық есеп жүйесінің хронометражына талаптар коммерциялық есеп деректерінің қорын және жергілікті коммерциялық есеп кешенін қоса ала отырып мынандай болады:
1) олар есепке алудың сағаттық есеп айырысу кезеңіне ауысқан және ОРЭЭ электр энергияны төлеу кезінде әмбебап үйлестірілген уақытты (ЭҮУ)
алты сағатқа басып өтетін астаналық қысқы уақытқа (АҚУ) сәйкес орнатылған болуы тиіс. Астаналық жазғы уақытқа (АЖУ) ауысуға орын болмауға тиіс;
2) санау кезеңі қысқы астаналық уақытқа сәйкес 00:00:00 сағаттардың санау нүктесімен байланысты болуы тиіс;
3) коммерциялық есепке алу деректерінің базасын үндестіру тек қана қабылдағыш және үндестірілген радиосигнал арқылы жүргізілуі тиіс.
Коммерциялық есепке алу деректерін жинаудың әрбір циклі осы тараудың тармақтарына сәйкес деректерді сақтау құрылғысымен меншікті уақытты тексеруге және қажет ретінде оны түзетуге тиіс;
4) деректерді сақтау құрылғыларының ілеспелендірілуі біріктірілген қабылдағыш және ілеспелендірілген радиосигнал арқылы жүргізіледі немесе коммерциялық есеп деректерін жинау бөлігі сияқты іліспелендірілген талондық сигнал жолымен жүргізілуі тиіс. Бұл ілеспелендірілген эталондық сигнал әрбір коммерциялық есеп деректерін жинау кезінде автоматты түрде берілуі тиіс;
5) әрбір деректерді сақтау құрылғылары бойынша хронометраж бойынша қателіктер шегі әрбір диспетчерлеу кезеңі ішінде ілеспелендіру қателесулері есебімен 0,1% шегінде болады Коммерциялық есеп деректері Астана қысқы уақытының +/-1 секунды шегінде белгіленуі тиіс;
6) әрбір сынақ кезеңінің басы Астана қысқы уақыты +-1 секунд шегінде болуы тиіс;
7) әрбір санау кезеңінің ұзақтығы +-0,1% шегінде болуы тиіс, бұл кезеңде болатын үйлесімдік уақытын қоспағанда;
8) деректерді сақтау құрылғыларымен коммуникация қателесулері есебімен хронометраж бойынша жалпы қателіктер шегі 10 күнге дейін ұзақтық кезеңімен мынандай болуы тиіс:
Астана қысқы уақыты +- 10 секунд шегінде сұрату әр кезеңі қатынасында;
үйлесімдік уақыты сұраным кезіне келген жағдайларды қоспағанда, +- 0,1% шегінде әрбір сұраныс кезеңі ұзақтығы қатынасында.
Ескерту: 475-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
476. ЖО тексеруді, коммерциялық есепке алу кешенінің жалпы техникалық сипаттамасын бекіту, сондай-ақ нәтижелерді тестілеу мен талдау, коммерциялық есепке алу санауыштарын және өлшеу трансформаторларын тексеру мониторингін өткізуді қамтамасыз етеді. Тексеру жүргізуге ЖО өзінің агенті ретінде коммерциялық есепке алуды жүзеге асыратын кез келген ұйымдарды тарта алады.
Ескерту: 476-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
477. Коммерциялық есеп кешендерінің бар параметрлерін өзгерту тек қана оған уәкілеттігі бар тұлғалармен жүргізіледі, өзгерістер енгізілетіннен бұрын ЖО-мен келісілген және есепте көрсетілген болуы тиіс.
478. Барлық коммерциялық есеп жүргізуші ұйымдар осы Ережелерде аталған коммерциялық есеп тарауында талап етілетін қызметтер жөніндегі мамандандырылған жұмыстарды орындауға қабілетті және аккредиттелінген Ескерту: 478-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
479. Өлшеу аппаратуралары коммерциялық есепке қойылатын қателіктердің дәлдігі мен баламалы талаптарға сәйкестендіру үшін МЕМСТАНДАРТ-пен әзірленген стандарттарға сәйкес түгенделуі және аттестациялануы тиіс.
480. Барлық коммерциялық есептеуіштер келесілерден өтуі керек:
1) бастапқы түгендеу.
Барлық коммерциялық есеп есептеуіштері коммерциялық есеп талаптарына сәйкес коммерциялық операциялар басталғанға дейін түгенденделуі және коммерциялық есепке сәйкестілігіне МЕМСТАНДАРТ-пен аттестациялануы тиіс. Аталған түгендеу МЕМСТАНДАРТ-пен аттестацияланған кез-келген коммерциялық есеп жүргізуші ұйыммен жүргізіледі. ЖО-дың техникалық инспекция жүргізу үшін растау актілер мен тексеру мөлшерлеуінің хаттамалары нысанында, сондай-ақ, коммерциялық есеп есептеуіштерінің олардың дәлдік сыныбына сәйкестілігін растайтын түгендеме сертификаты болуы тиіс. Тексеріс нәтижелері, сондай-ақ, түгендеу сертификаттары ЖО-ға коммерциялық есеп тіркеліміне тіркеу үшін беріледі.
2) дүркіндік түгендеулер және тестілеу.
Коммерциялық есептің есептеуіштері әрдайым сыналады, қажеттілігі бойынша түгенделеді және тест тапсырады, сондай-ақ 481-тармақта көрсетілген интервалға сәйкес. Техникалық Оператор коммерциялық есеп жүргізуші кез- келген ұйымға түгендеме жүргізуді тапсыра алады.
Ескерту: 480-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
481. Коммерциялық есеп есептеуіштерін түгендеу интервалы және тестілеу.
Түгендеулер 372-373-тармақтарда көрсетілген қателіктер лимитінде жазылған шеңберде пайдалану жүргізілетінін тексеру үшін белгіленген интервалдармен сәйкес жүргізіледі. Түгендеу аралықта төмендегі интервалдар келтірілген. Барлық түгендеу және тест өткізу күні және нәтижелері ЖО-ға коммерциялық есеп тіркеліміне тіркеу үшін ұсынылуы тиіс. Кей кезде жоспарланғаннан басқа қосымша айрықша сынақтар қажет етілуі мүмкін.
"Түгендеу интервалы және тестілеу" кестесі Жалғанымдар 500кВ және 210-110кВ, 35-0,4кВ, қатары жоғары, генераторлар генераторлар генераторлар 50-ден 50МВт жыл 200МВт және 200МВт-ға жоғары жыл дейін жыл Коммерциялық есеп 6 6 6 статикалық есептеуіштерінің қайта түгендеу интервалы Тестілеу интервалы 2 3 3
482. Барлық өлшеу трансформаторлары мынадан өтеді:
Жаңа өлшеу трансформаторлары МЕМСТАНДАРТ-тың және ЭЖЕ-нің коммерциялық есеп тарауына талаптары мен айрықшалықтарына сәйкес кез- келген телімде коммерциялық пайдалануға енгізуге дейін түгенделеді.
ЖО тексеру жүргізуге растауы сынақтар нәтижесі түрінде, сондай өлшеу трансформаторларының дәлдік сыныбын сәйкестілігін растау үшін түгендеу сертификаты болады. Аталған ақпарат ЖО-ға коммерциялық есеп тіркеліміне енгізу үшін беріледі.
2) кезеңді түгендеулер және тестілеу.
Өлшеу трансформаторлары үшін кезеңді түгендеулер 12 жылда бір рет, ал тест - 6 жылда 1 рет болады.
3) барлық өлшеу трансформаторлары электр энергияны бақылау және есепке алудың автоматтандырылған жүйесін метрологиялық аттестациялау алдында ҚР Мемстандартпен келісілген әдіспен (калибрлеу) тексеру ресіміне баруға тиісті.
Ескерту: 482-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
483. Деректерді сақтауға арналған барлық құрылғылар Мемстандарт пен осы ЭСП коммерциялық есепке алу бастығының талаптарына сәйкес кез-келген телімде коммерциялық пайдалануға оларды қосу алдында тексеріледі. Осы ақпарат оны коммерциялық есепке алу тізіліміне енгізу үшін Жүйелік операторға Ескерту: 483-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
484. Орнату орнындағы тексерулер келесі мақсаттар үшін жүргізіледі:
1) коммерциялық есеп кешенінен деректерді пысықтау және сақтау орталықтарына (ОДБ, АДБ) дейінгі жеткізу арналары қателіктерін анықтау.
Есептеуіштер көрсеткіші мен деректерді сақтау құрылғылары көрсеткіштері арасындағы есепті уақыт интервалы үшін айырмашылықтар 0,1% аспауы керек.
Егер электр энергиясын өлшеу қателігі бұл көлемнен асса, онда акт жасалады және өлшеу қателіктерін жою бойынша шаралар жоспары әзірленеді. Электр энергиясын есепке алу кешендерін орнату жеріндегі тексеру жыл сайын барлық есепке алу нүктелері үшін жүргізіледі;
2) коммерциялық есеп кешеніндегі және оған байланысты жабдықтар ахауларын немесе коммерциялық есеп кешендерін кез келген түрде қылмыстық пайдалану, соның ішінде пломба және белгі, дәлелдеудің жоқтығы;
3) коммерциялық есеп кешенінің және оған байланысты жабдықтар қауіпсіздігінің жоқтығы.
485. Қондырғы орнында тексеру кезінде табылған барлық ретсіздіктер осы тараудың тармағына сәйкес тексеру жүргізетін Жүйелік операторға тез арада хабардар етілуі тиіс.
Ескерту: 485-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
486. Қателіктер немесе қателіктер анықталған жағдайда ЖО келесі шараларды бастайды:
1) 24 сағат ішінде жауапты тарапты, электржелілік компанияны, коммерциялық есепті жүзеге асыратын ұйымды хабарландырады;
2) қажет болған жерде жергілікті коммерциялық есеп есептеуіштерінен көрсеткіштер жинау туралы өкім береді;
3) жауапты кәсіпорынға 472-473-тармақтарға сәйкес мәселелерді зерттеу және жою туралы өкім береді.
487. Егер коммерциялық есепке алу кешенін сынау немесе тексеру осы тараудың тармағында көрсетілген қателіктер қателіктің аса көлемін көрсететін болса, ал Жүйелік оператор қателіктің қашан жіберілгенін айқындамаса, онда қателік соңғы сынаудың ойдағыдай немесе ойдағыдай тексеру уақыты мен қателікті байқау уақыт арасындағы кезеңде жіберілді деп саналады.
Ескерту: 487-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
488. Егер есеп деректерін ауыстыру талап етілсе, жоғарыда көрсетілгендей, онда ЖО қате кетті деп саналатын кезең үшін қателерді түзету үшін 465-470-тармақтарына сәйкес есеп деректерін ұсынуы тиіс.
489. Барлық коммерциялық есепті жүзеге асыратын ұйымдар төменде көрсетілген міндеттерді орындаудан бұрын МЕМСТАНДАРТ-пен коммерциялық есепті жүзеге асыратын ұйым ретінде уәкілетті және аккредитацияланған болулары қажет.
490. Коммерциялық есепті жүзеге асыратын ұйымдар келесі атқарымдарды орындауды растаулары қажет:
1) жобалау, қондыру, пайдалануға беру, сондай-ақ, аталған коммерциялық есеп тарауында айтылған дәлдікке талаптарға сәйкес, сондай-ақ Қазақстан Республикасы заңнамасына басымдықты шараларға сәйкес коммерциялық есеп жүйелерін түгендеу;
2) түгендеу, құжаттамалар және параметрлерді орнату;
3) коммерциялық есепке алу кешендерін және коммерциялық есеп жүйесін тексеру мен техникалық қызмет көрсетуді сынау.
Ескерту: 490-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
491. Барлық коммерциялық есеп жүйелерін жобалау, орнату, пайдалану, техникалық қызметтеу, сынау, түгендеу және жаңарту, сондай-ақ байланыс арнасы мен деректерге қол жеткізушілік шығындарын кешен және коммерциялық есеп жүйелерінің иелері көтереді.
6-бөлім. Сенімділікті бағалау 9-тарау. Сенімділікті бағалау Ескерту: 6-бөлім мен 9-тараудың атауына өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 492-537. <*> Ескерту: 492-537-тармақтар алынып тасталды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N $1. Жеткізілім тапшылығы
538. Электр энергиясы сатушыда/сатып алушыда тапшылығы түзілген жағдайда оның тәуліктік кестеде ескерілген шарттық міндеттемелерін орындауы үшін ол келесі іс-қимылды жүзеге асырады:
1) жасалынған жедел сатып алу-сату шарты бойынша басқа ЭЖҰ-нан баламалық санын жеткізумен электр энергияны алмастыруды жүргізеді;
2) орталықтандырылған сауда-саттықтарда сатылған қолма-қол электр энергиясын жеткізілімдеу бойынша басқа көздерден электр энергияның баламалы жеткізілімін қамтамасыз ету (қолма-қол электр энергиямен орталықтандырылған сауда-саттықта қатысу шартымен ескерілген форс-мажор жағдайларынан басқа), міндеттілі жедел, сонан соң жеткізілім тапшылығы туындау тұсынан 24 сағаттан кейін және электр энергия көзінің атауын, өтелуін және толтырылған көлемдерін көрсете отырып, НО-ға олардың сауда-саттықтарда сатқан электр энергиясын басқа көздерден өтеу туралы жазбаша хабардар етуімен (факс, электрондық пошта, Intеrnеt).
Ескерту: 538-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
539. Электр энергиясын және (немесе) қуатын олардың зәрулігі кезінде сатып алу-сатудың жедел екіжақты шарттары және қолма-қол электр энергиямен орталықтандырылған сауда-саттықтарда жасасқан мәмілелер бойынша жеткізілімдеу үшін толтыру көздері болып мына жеткізілімдер қызмет етеді:
1) алдағы операциялық тәуліктерге зәрулігі бар электр энергияны сатушымен (жеткізілімдеушімен) жеткізілімдерді толтыру туралы келісімге қол жеткізген басқа энергия өндіруші ұйымдардан;
2) ЭҚР ПУЛ-ынан.
3) электр энергияның тепе-теңдік рыногы арқылы нақты уақыт түзімінде электр энергияны сатуға өтінішті ЖО-ға берген электр энергиясын сатушылардан.
Ескерту: 539-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
540. Қолма-қол электр энергиямен орталықтандырылған сауда- саттықтарда сатылған электр энергияның жеткізілімдеу тапшылығы туындаған жағдайдағы толтыру көздері жоқ кезде ЖО:
іс-қимылдағы нормативтік құжаттарға сәйкес электр энергия жеткізілімдерінен шыққан көлемге теңдестірілген жеткізілімдерінің кестесіндегі электр энергия тұтынуының көлемін қысқарта отырып, тәуліктік кестеге түзетулер енгізеді.
Ескерту: 540-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
541. ЖО энергожүйенің сенімділігін қолдау жөнінде барлық күшті қолданады, осылайша барынша араласа отырып рыноктың тиімді жұмысын
542. ЖО сенімділікті бағалауды, техникалық қызметтеуді, энергиямен жабдықтауды қалпына келтіруді және уақыт бойынша жегудің үздіксіздігін
543. ЖО жүзеге асыратын сенімділік бағасы тораптың кескіндемесін, электр жүйесі жұмысының негізін және сенімділігін ескеруге тиіс. ЖО іске асыратын сенімділікті бағалау желі кескінін, энергожүйенің тоқтатымы мен сенімділігін ескеруі керек.
Бұл талаптар келесі мезгілдерді қамтиды:
1) ұзақмерзімдік - бір жыл алдыға оза отырып 553-556-тармақтарына сай БЭЖ сенімділігін жыл сайынғы бағалау;
2) орташамерзімдік - бір ай алдыға оза отырып 557-560-тармақтарына сай БЭЖ сенімділігін жыл сайынғы бағалау;
3) қысқамерзімдік - шынайы уақыт түзімінен бір тәулік алдыға 561- тармағына сай БЭЖ сенімділігін жыл сайынғы бағалау.
Ескерту: 543-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
544. Жүйенің сенімділігін бағалау үшін ЖО жоспарлау, ЭЖК-тің сенімділікті бағалау тарауының, ЭЖЕ-нің 4-бөліміндегі тоқтатымдарды үйлестіру және техқызметтеу тарауының талаптарына сай ақпаратты және уақыт өте қол жеткізілетін кез келген орынды ақпаратты қаперге алуы керек.
545. Сенімділікті бағалау.
Энергожүйенің сенімділігін бағалау процесінде ЖО мынаны жүзеге асырады:
1) ақпаратты жинау;
2) ақпаратты талдау;
3) БЭЖ сенімділігін бағалау нәтижелерін жариялау.
546. ЖО жинайтын ақпарат талдау мен болжау мақсаттары үшін қолданылады. Ақпарат жегу мезгілінде - бір жыл бұрын - электр энергиясының өндірілуі жеткілікті болатынын, активті мен реактивті қуатты электртұтыну қамтамасыз етілетінін және электржабдықтау көздерінің сенімділігін бағалау орындалатынын растау үшін талап етіледі.
547. ЖО жинайтын ақпарат пен осы ережелердің 4-бөлімінің 7- тарауындағы талаптарға сай жиналған ақпаратпен бірге жүйедегі электр энергияның болжамданған көлемдерін өндіру және жеткізу, оның орнықтылығы мен сенімділігі жөніндегі техникалық мүмкіндіктерін бағалау үшін пайдаланылуы ЖО қажеттік реті бойынша дүркін-дүркін қосымша ақпарат сұрата алады. ЖО-дың сұратуы кезінде оған керекті ақпаратты мүмкін болған сәтте сұратылған тарап тапсыруы тиіс.
548. Әр жыл сайын қазан айының аяғында энергожүйенің барлық компаниялары, электр желісі мен энергия өндіруші ұйымдарға тікелей қосылған электр энергиясын тұтынушылар ЖО-да көрсетілген әрбір өз күштемелік қондырғылар қақысында келесі ақпаратпен ЖО-ды қамтамасыз етуі тиіс:
1) тұтынушылар - әрбір айдағы берілген сағаты мен күніндегі қосылым нүктесінің тұтыну, активті және реактивті қуат болжамдары. Сағат пен тәулікті ЖО айқындайды;
2) әрбір айдағы берілген сағат пен күнге жүктеме болжамы. Сағат пен тәулікті ЖО айқындайды:
4-бөлімге сай кез келген тоқтатымдарды қаперге ала отырып, электр стансаның божамданған жылға жұмыс қабілеті;
электр энергиясын өндіруді шектеулер;
энергожүйе сенімділігін елеулі түрде қозғайтын электр стансасының басқа жай-күйлері.
Ескерту: 548-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
549. Әр ай сайын 14-тәулікте энергожүйенің барлық компаниялары, электржеткізу желісімен және энергия өндіруші ұйымдарға тікелей байланысқан электр энергиясын тұтынушылар ЖО-да көрсетілген әрбір өз күштемелік қондырғылар қақысында келесі ақпаратпен ЖО-ды қамтамасыз етуі тиіс:
1) тұтынушылар - келесі айдағы үшінші сәрсенбінің әр сағатына немесе ЖО көрсеткен қосылым нүктесіндегі тұтыну, активті және реактивті қуат болжамдары;
2) ЭӨҰ, көрсетілген ЖО әрбір өз күштемелік қондырғылары туралы келесі ақпаратты тапсыруы тиіс:
келесі айдағы үшінші сәрсенбінің әрбір сағатына немесе ЖО көрсеткен басқа тәуліктерге жүктеме болжамы;
4-бөлімге сай кез келген тоқтатымдарды қаперге ала отырып, электр стансаның божамданған айға жұмыс қабілеті;
энергожүйе сенімділігіне елеулі түрде әсер ететін электр стансасының Ескерту: 549-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
550. Сенімділікті кешенді бағалау мақсатында ақпаратты талдау үшін ЖО барлық тараптармен жүргізеді.
Сенімділікті бағалаудың мұндай талдамасы жыл сайынғы және ай сайынғы жоспарлау үшін жоғарыдағы 546-552-тармақтарына сай жиналған ақпаратты пайдаланады. ЖО өзінің қолы жететін ашық та, жабық та ақпаратты пайдаланады. ЖО-н талдау бекітілген нормативтік-техникалық құжаттар негізінде
551. ЖО техникалық қызметтеуді жоспарлау не басқа қажеттіліктер үшін барлық тараптарға ақпараттың жеткіліктілігін қамтамасыз етеді.
552. Энергожүйе сенімділігін бағалаулардың (ЭСБ) ай сайынғы, апта сайынғы және күнделікті жарияланымы бүкіл тараптардың тиісті ақпараттанумен кепілденуі үшін арналған, бұл оларға тиімді де үнемді жұмысы туралы шешімдер қабылдауға мүмкіндік береді және оларға келесіні айқын істеуге мүмкіндік жасайды:
1) Электр стансада және/немесе қондырғыда кез келген жұмыс кестесін жоспарлау;
2) Барлық тараптарға энергожүйе сенімділігінде мүмкінділі әлеуетті мәселелер бар екендігі туралы ақпарат беру.
$2. БЭЖ сенімділігін жыл сайын бағалау (БЭЖСБ)
553. ЖО әр жыл сайын қарашаның аяғында жыл сайынғы БЭЖСБ-ды жүргізеді және басып шығарады. Бұл келесі күнтізбелік жылды қамтиды және әрбір айдағы берілген күннің бір сағаты ішінде энергожүйені зерттеуге негізделеді.
554. ЖО елеулі өзгерістер не ЖО қажетті деп санаған басқа себептер кезінде жыл сайынғы БЭЖСБ-дың қосымша жаңартылған болжамдарын жүргізеді және басып шығарады.
Ақпарат
555. Жыл сайынғы БЭЖСБ келесі ақпаратты мазмұндауы тиіс:
1) ЖО көрсеткен әрбір айға бір сағат пен тәулік ішіндегі электротұтыну болжамы;
2) Сенімділік стандарттарын қамтамасыз ету үшін қажетті қор болжамы;
3) Қол жететін электр энергия өндірімі;
4) Көрсетілген тәуліктер ішіндегі жеткізім жоғалтуларын МВт-пен
5) Қазақстан БЭЖ үшін сенімділік стандарттары бұзылатын кез келген есептік жағдаяттардың детальдары.
556. ЖО электрондық пошта көмегімен барлық тараптар мен өкілетті органға мүмкінділі жыл сайынғы БЭЖСБ-ды басып шығарады. ЖО жыл сайынғы БЭЖСБ-ды даярлау үшін қолданылатын шараны құжаттауы және бұл ақпаратты кез келген тарапқа не өкілетті органға мүмкінділі етуі тиіс.
$3. Жыл сайынғы БЭЖСБ
557. ЖО әр ай сайын айдың аяқталары алдында кемінде төрт жұмыс күні бұрын ай сайынғы БЭЖСБ-ды басып шығарады. Бұл келесі күнтізбелік айды қамтиды және энергожүйені айдың үшінші сәрсенбісіндегі әр сағат ішінде және ЖО көрсеткен басқа тәуліктер ішінде зерттеуге негізделеді.
558. ЖО елеулі өзгерістер не ЖО қажетті деп санаған басқа себептер кезінде ай сайынғы БЭЖСБ-дың қосымша жаңартылған болжамдарын басып шығарады.
559. Ай сайынғы БЭЖСБ келесі ақпаратты мазмұндауы тиіс:
1) Айдың үшінші сәрсенбісінің әрбір сағатына не ЖО көрсеткен Электртұтыну болжамы;
2) Сенімділік стандарттарын қамтамасыз ету үшін қажетті қор болжамы;
4) Көрсетілген тәуліктердің әрбір сағаты ішіндегі жеткізім жоғалтуларын МВт-пен бағалау;
5) Қазақстан БЭЖ үшін сенімділік стандарттары бұзылатын кез келген есептік жағдаяттардың бөлшектері.
560. ЖО электрондық пошта көмегімен барлық тараптар мен өкілетті органға мүмкінділі жыл сайынғы БЭЖСБ-ды басып шығарады. ЖО ай сайынғы БЭЖСБ-ды даярлау үшін қолданылатын шараны құжаттауы және бұл ақпаратты кез келген тарапқа не өкілетті органға мүмкінділі етуі тиіс.
$4. Күнделікті БЭЖСБ
561. Күнделікті БЭЖСБ осы тарауда баяндалған тәуліктік кестені жасау және жариялау ережелеріне сай күнделікті жасақтайды және жариялайды.
562. Осы тарауда көзделінген өз міндеттемелерін орындамау не тиянақсыз орындау үшін Қазақстан Республикасындағы электр қуаты мен энергиясы рыногының қатысушылары, НО-ды, сондай-ақ ЖО-ды қоса отырып, іс- қимылдағы Қазақстан Республикасының заңнамасы мен жасасқан шарттары ескерген жауапкершілікке ие.
7-бөлім. Жүйелі реттеу және диспетчерлеу қызметтері 10-тарау. Диспетчерлеу
563. Қазақстан БЭЖ-нің электр энергия мен қуаты көтерме рыногының (ЭКС) тараптарын диспетчерлеуді ЖО жүзеге асырады.
Ескерту: 563-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
564. ЖО өз қызметінде Қазақстан Республикасының нормативтік құжаттарын басшылыққа алады.
Ескерту: 564-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
565. ЖО келесі атқарымдарды орындайды:
1) электр энергиясын жедел екіжақтық шарттар негізінде сатушылардан сатып алушыларға дейін электр желісі бойынша жеткізу;
2) шектескен мемлекеттердің заңды тұлғалары үшін мемлекетаралық электр энергия ағындарын басқару;
3) Қазақстан Республикасының барлық электр стансаларының электр қуаты өндірісінің технологиялық процестерін жедел-диспетчерлік басқару, электр энергиясы мен қуатын көтерме сатушылардан сатып алушыларға жеткізу және түзілдірген өндіру-тұтыну мен электржелілік компаниялардың желілері бойынша электр қуаты ағындарының сағат бойынша тәуліктік кестесінің негізінде сырттан әкелінетін электр қуатын көтерме тұтынушылардың тұтынуы;
4) Қазақстан БЭЖ субъектілерінің қажетті сенімділік өлшемдері негізінде үндесімді қосарлас жұмысын ұйымдастыру;
5) іргелес мемлекеттердің энергожүйелерімен шарттық негізде қосарлы жұмысты ұйымдастыру.
Ескерту: 564-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
566. Диспетчерлендіру екіжақты міндеттің орындалуын міндеттейді.
Біріншіден, өндіріс пен электр энергияны тұтынумен тұрақты тепе-теңдікті қамтамасыз ету, екіншіден, барлық электр желісінің біріге жұмыс істеуі үшін мүмкіндігінше қажетті резервін, сондай-ақ осы Ережелердің талаптарына сәйкес электр энергиясының сапалы жеткізілімделуін мына жолмен қамтамасыз ету:
1) тәуліктік өткізу қабілетінің кестесін ескере тәуліктік келісім-шарт мониторингі;
2) энергия өндіруші ұйымдарға диспетчерлік әмірлер мен нұсқаулықтарды беру;
3) Жүктемені реттеу жөніндегі пайдаланушыларға диспетчерлік нұсқаулар мен ұйғарымдарды беру;
4) Желінің өткізу қабілетін есепке алу;
5) Жедел резервтің тиісті деңгейін ұстау.
Ескерту: 566-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
567. Осы бөлім келесі қатысушыларға таралады:
2) НО;
3) ЭӨҰ;
4) пайдаланушылар.
568. Рыноктың қатысушылары келесіні орындайды:
1) әрбір өндіруші (тұтынушы) электр энергиясының көтерме рыногында қатысушы болып табылатын электр энергияның әрбір өндірушісі (тұтынушысы)
ЖО-дың оның өзгерісіне берген әмірлеріне сәйкес өндірудің (тұтынудың)
тәуліктік кестесінің орындалуы үшін жауап береді;
2) тұтынушылар - жүктемені кеміту жөнінде қызмет көрсететін тұтынушы реттегіштер өз келісімдерінің шарттарын сақтауы және ішінара келісілген техникалық шамаларды олар ЖО-мен келісім бойынша өзгертілгенше ұстануы тиіс.
569. ЖО диспетчерлік нұсқаулықтарды қолдануға жарамды электрондық пішімде ең кемі үш жыл бойы сақтауды қамтамасыз етеді. Кез келген рынокқа қатысушы нұсқаулықтарда барлық сақталатын ақпараттың кейбіріне кіруге өтінім бере алады. Кіру сұратудың негіздемелі жағдайында тек ЖО-мен келісу бойынша рұқсат етіледі.
570. Қазақстан БЭЖ-де қуат балансын басқару тәуліктік кестелер негізінде ұйымдастырылады. Электр стансалары қалыпты жағдайларда жүктеме мен айналатын резервтің берілген тәуліктік кестесін орындайды. Электр энергиясының тұтынушылары өздерінің өтінген активті қуатты тұтынудың сағаттық кестесінен аспайды.
571. Қосарлас жұмыс түзімдері жүргізу тәуліктік кесте берген электр энергия мен қуаттың аймақаралақ және мемлекетаралық ағындарының сальдосы негізінде жүзеге асырады.
572. Электр энергияның тұтынушылары жасасқан шарттарға сәйкес тұтынатын қуат бойынша да, электр энергиясы бойынша да тәуліктік кестені орындау жөніндегі өз міндеттемелерінің атқарылуын дербес бақылайды.
573. ЭӨҰ жасасқан шарттарға сай және тәуліктік кестеге сәйкес электр стансалардың шиналарынан тиісті сападағы электр қуаты мен электр энергиясын жеткізілімденуін дербес бақылайды.
574. Аймақтардағы (облыстардағы) электр энергиясы мен қуатын тұтынудың тәуліктік кестелер белгілеген тапсырмаларға жедел бақылауды жиілік бойынша түзетімді ескере электржелілік компаниялардың диспетчерлік орталықтары мен ЖО-дың диспетчерлік орталықтары дербес жүргізеді. Берілген кестеден барлық мәжбүрлік ауытқулар туралы кезекші қызметкерлер жедел басқарудың жоғарыдағы диспетчеріне шұғыл баяндайды.
575. ЖО өзіндегі бар өндіру көлемдерін Қазақстан БЭЖ-дегі өндірілетін жүктеменің балансын сақтау үшін пайдаланады және қуат ағындарының мәндерін келісім-шарттарда келісілген мәндермен сәйкес қолдауды қамтамасыз етуі керек.
Егер электр станса не өндіруші қондырғы жоспарланған өндіру көлемдерін сақтамаса, ЖО 577-579-тармақтарына сәйкес шара қолданылады.
576. Басқа мемлекеттердің энергия жүйелерімен қатарлас жұмыстар жүргізуге арналған шарттарға сәйкес өткізу 1150 кВ-тық, 500кВ, 220 кВ-тан аса электр жеткізудің мемлекетаралық желілері бойынша тәуліктік кестесіндегі тапсырмадан мемлекетаралық сальдо-ағындардың ауытқуы кезінде ЖО берілген сальдо-ағындарға ену бойынша қажетті шараларды қабылдайды және электр энергиясының тепе-теңдік рыногының тетіктерін іске қосады.
Ескерту: 576-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
577. ЖО қуат ағындарының, энергорынок қатысушыларының тұтынуы мен өндіруінің белгіленген тәуліктік кестесін орындау үшін жедел өкімдер нысанында нұсқаулар беруге міндетті.
578. Өкімді алған бағынышты жедел міндетті тұлға оны қайталайды, ал өкімді берген жедел міндетті тұлға өкімнің меңгерілгені бақылайды. Өкімді алған жедел міндетті тұлға өкімді берген тұлғадан растау алғаннан соң ғана оны орындауға кіріседі.
579. Белгілі бір өндіруші қондырғы хақысында өкім алғаннан кейін іле- шала энергия өндіруші ұйым телефон арқылы өкімді қабылдағанын ресми растауы не оны қабылдамауды негіздеуі тиіс. Өкім қызметкерлердің қауіпсіздік ойластырулары не өкімнің заңсыздық себебі бойынша қабылданбауы мүмкін.
580. Диспетчерлік өкімдерді берген кезде жұмыс істейтін жабдықтың нақтылы ахуалы, оның тиісті уақыт пен жылдың (тәуліктің) мезгілінде жүктемені алып жүруге әзірлігі ескерілуі қажет.
581. Жұмыстың жүргізу қауіпсіздігімен немесе жабдықтың зақымдану қатерімен байланысты болжанбаған жағдаяттар туындаған кезде жергілікті жұмыскерлер ЖО диспетчеріне шұғыл хабарлайды.
582. Диспетчер өкімдерді беріп және атқарған кезінде басқарудың барлық деңгейлі қызметкерлері тиісті нормативтік құжаттарды басшылыққа алуы
583. ЖО реактивті қуатты реттеу жөніндегі техникалық шаралардың жасақталуын жүзеге асырады. ЖО-дан реактивті қуатты реттеуге өкім алған энергорынок субъектілері алынған өкімге дәл сәйкес іске асырылуын атқарады.
Пайдаланушылар осы нұсқаулардың орындалу дұрыстығын қамтамасыз
584. Желілер мен электр стансалардағы кернеуді реттеу тәртібі жедел- диспетчерлік басқарудың әрбір деңгейінде жасақталады, онда осы объектідегі (желідегі) кернеуді реттеу жөніндегі техникалық шаралар (реактивті жүктеменің өзгерісі, трансформаторлар тармақталуларының өзгерулері) көрсетіледі.
585. Егер пайдаланушы ЖО дұрыс берген өкімді орындай алмаса, ол бұл туралы ЖО-ға шұғыл телефон бойынша құлағдар етеді.
586. Егер пайдаланушы ЖО-ға ЖО-дан алған өкімді орындауға өзінің қабілетсіздігі не бас тартуы туралы хабар бермеген жағдайда ЖО әсер етудің мәжбүр етулік шараларын қабылдау құқысына ие.
587. ЖО диспетчерлеу жөнінде қызмет көрсеткен кезде мынандай құқыққа ие:
1) БЭЖ атқарымдануының орнықтылық өлшемдерін, электр энергиясының сапасын және меншік нысаны мен ведомстволық тиесілікке қарамастан БЭЖ-нің барлық субъектілері үшін міндеттілі болып табылатын электр қуаты мен энергиясының өндіру-тұтыну түзімдерінің берілген тәуліктік кестесін сақтауға бағытталған жедел өкімдер беруге.
2) электр энергиясында туындаған тепе-теңсіздікті жою жөнінде барлық шаралар қабылдансын.
3) Қазақстан Республикасының ЭКС Ережелерімен, осы Ережелермен және басқа да нормативтік құжаттар айқындаған ЖО-ның БЭЖ жедел- диспетчерлік басқарымын атқаратын ұйым ретіндегі өзге де құқыларын жүзеге асыруға.
4) электр энергиясының сапасының төмендеу, сенімділік пен орнықтылық қорларының кему кезінде тәуліктік кестеге өзгерістер енгізеді.
Егер ЖО осы тармаққа сәйкес шараларды алдын ала қабылдаған жағдайда ЖО аудит мақсаттары үшін мән-жайлар мен оның қабылдаған шараларының себептерін жан-жақты тіркейді. Қайсыбір рынокқа қатысушының негіздемелі сұратуы немесе тиісті органның өтініші бойынша ЖО жазбаша есеп Ескерту: 587-тармаққа өзгерістер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
588. ЖО электр стансалар жүктемесінің таралуын бақылайды және мынаны қамтамасыз етеді:
1) тәуліктік кестелер негізінде электр стансалар мен оның келісім- шарттық тұтынушыларының жұмыс түзімі;
2) тәуліктік кесте берген қуаттың бір мәнінен екінші мәнге сағаттың бітуіне 5 минуттан ерте болмай өтуін және келесі сағаттың басталуынан кейін 5 минуттан соң бітуін.
589. Электр энергияның өндірісінің, тұтынудың, сальдо-ағындардың тәуліктік кестесі орындалмады деп саналады:
1) тәуліктік кестеде берілген орташасағаттық қуаттың нақты шамасынан ауытқу;
2) тәуліктік кестеде берілген қуаттың нақты шамасы қысқа уақыт ауытқуы 5%.
Ескерту: 589-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
590. Жұмыстың тәуліктік кестесінің бұзылуы жедел басқарымның барлық деңгейінде жедел журналда тіркелуі тиіс.
591. Электр қуатының диспетчерлік резерві келесі құрылымдармен түзіледі:
1) ҚР БЭЖ-нің Электр қуатын резервтерінің ПУЛ-ы (ЭҚР ПУЛ);
2) жүйелік және жанама қызметтер нарығы.
Ескерту: 591-тармаққа өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
592. Қуат резерві нұсқаулықтар белгілеген ретпен күнделікті жасақталатын сыныптамалық кесте негізінде көрсетілуі тиіс.
593. Электр стансалардың өндірулерінің кемулеріне байланысты болжанбаған жағдаяттар туындаған кезде ЖО өзінің өкімімен қуат резервтерін белгіленген тәртіппен енгізеді. Резервтік теңдестірмелі қуатты пайдалану фактісі ЖО-ның жұмыс журналында тіркеледі.
594. ЖО-дың өкімі бойынша резервтерді енгізу жүйені оның қауіпсіз атқарымдануының қалыпты стандарттарына жауап беретін жұмыс күйіне тезірек оралуы үшін орындау қажет және ешқандай мән-жайда жүйе әдеттегі сенімді де қауіпсіз жұмыс стандарттарын бұзуға 30 [отыз] минуттан аса жұмыс істеуі тиіс емес.
595. ЖО мен пайдаланушылар арасындағы барлық жедел жұмыс байланысы телефон бойынша атқарылады. ЖО мен пайдаланушы арасындағы барлық жедел байланыс түрлері істен шыққан кезде соңғысы үздіксіз ЖО-мен байланыс орнатуға талпыныстар жасайды. Байланыс қалпына келтірілгенге дейін пайдаланушы жүктемені тәуліктік кестедегі тапсырмаға немесе ЖО-ның соңғы өкімдеріне сәйкес ұстап тұрады.
596. Пайдаланушы диспетчермен жедел байланыс жоқта нұсқаулықтарға сәйкес жиілікті 50 Гц деңгейінде ұстау жөнінде барлық шараларды алдын ала дербес қабылдайды. Байланыс жоқтағы барлық уақыт ішінде пайдаланушы ешбір мән-жайда берілген жұмыс режимін бұзбайды.
597. Тікелей телефон байланысы жоғалған кезде мүдделес жақтар қажетті құралдар көмегімен байланысты қалпына келтіру үшін барлық қонымды
598. Қазақстан БЭЖ ОДБ және аймақтық диспетчерлік орталық (АДО)
арасында байланыс болмаған жағдайда Қазақстан БЭЖ ОДБ нұсқаулығына сәйкес орталықтандырылған диспетчерлік басқару ұйымы қолданылады.
Ескерту: 598-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
599. Басқарымды ОДБ-нан АДО-на беру қажеттігі кезінде оның басқаратын ауданында диспетчерлік атқарымдарды орындау жөніндегі барлық жауапкершілікті өзіне қабылдауы керек. Нұсқалған оқиға таралатын барлық тұтынушылар оларға АДО берген нұсқаулықтарды орындауы тиіс.
600. Байланыс қалпына келгеннен кейін АДО Қазақстан БЭЖ ОДБ-на байланыс жоқ мерзімінде жүйеде болған барлық өзгерістер туралы хабарлауы
601. Энергиямен жабдықтау тапшылығы туындауы мүмкін екі тәуелсіз жағдаят бар. (Энергожабдықтау тапшылығы - бұл өндірілетін энергия мөлшерінің оған деген сұранысты жабу үшін жеткіліксіз кезіндегі жағдаят).
Бұл екі жағдаятты келесідегідей қорытындылауға болады:
1) Келісім-шарттық, импорттық және көтерме жеткізілімдері жалпы сұранысты қанағаттандырмайтын рыноктағы электр энергияның жетіспеушілігі;
2) Электр энергиясының сұранысы мен ұсынысының сәйкессіздігі, мұнда электр энергияның оған сұранысты жабу үшін жетіспеушілігі шынайы уақыт түзіміндегі диспетчерлендіру барысында жүреді.
602. Мезгіл ішінде не электр қуаты мен энергиясы тапшылығының әлеуетті мезгілінде басқа кез келген уақыттағыдай ЖО еш мән-жайда шарттар жасасылмаған және бұлардан ұсыныс түспеген өндіруші қондырғыларды қолдана алмайды. Алайда ЖО рынокқа қатысушылар қажетті әрекет қабылдайды деген есеппен рынокты қалыптасқан жағдаят туралы хабардар етуі керек.
603. ЖО бекітілген тәуліктік кестелердің ОРЭ ережесіне сай орындалуын қамтамасыз етеді және ЖО-ға жеткізілім тапшылығының туындау жағдайлары туралы ақпарат береді:
1) Егер ауытқулар қайсыбір рынок субъектісінде жабдық зақымдануынан немесе жеткізуші электр жеткізу желілерінің ажыратылуынан өндірудің болжанбаған кемуімен туындаса, ЖО бекітілген кестеге сәйкес резервтік қуаттарды енгізуді ұйымдастырады.
2) Егер ауытқулар жабдық зақымданбай болжамдық жоғалулардың ұлғаюымен не қайсыбір сатып алушылардың электр энергиясы тұтынымын жоспарланбаған ұлғайтуымен өндірудің болжанбаған кемуінен туындаса. Бұл кезде ЖО:
ЭПО-ға тұтынушыларға жеткізілімдеуге арналған резервтік электр энергияны жеткізілімдеуге өтінімдері қабылданған электр стансалардың жүктемесін көтеру жөнінде өкім береді;
Тұтынған электр энергиясының құнын дер кезінде төлеу мүмкіндігі жоқ тұтынушыларды егер олардың сатушылары келісімдік босату электр энергиясын кемітсе не өздері электр қуатының тұтынуын келісімдіктен тыс ұлғайтып жіберсе шектеулер енгізеді. Жүктемені азайту туралы талап 10 минут ішінде орындалмаған кезде ЖО тұтынушыны желіден ішінара не толық ажыратуды жүргізуге яки электр энергиясы ағынын шектеу автоматикасын (ҚУША) қолдана отырып мәжбүрлік шектеу тәсімін енгізуге қақылы.
Ескерту: 603-тармаққа өзгерту, толықтырулар енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16
604. Шынайы уақытта электр энергиясының сұранысы мен ұсынысы арасындағы сәйкессіздік жағдайында ЖО-дың бірінші міндетіне Қазақстан БЭЖ- де қуат балансына қол жеткізу жатады.
605. Жеткізілім тапшылығы не жеткізілім тапшылығының әлеуетті мүмкіншілігі кезінде ЖО бұл туралы ЖО-ды хабардар істейді. Егер жеткізілім тапшылығын жою ешқандай құжатпен ретелімденбесе, ЖО өз ұйғарымы бойынша шаралар қабылдайды. Жаңа жағдайда НО тұтыну мен өндіру түзімін теңдестіруі, көтерме рыногының қатысушыларын хабардар етуі тиіс және тәуліктік кестелерге қажетті өзгерістер енгізеді.
Ескерту: 605-тармаққа өзгерту, толықтырулар енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16
606. Электр қуаты мен энергиясының тапшылығы туралы ескертуді ЖОқайсыбір тапшылық туралы ақпарат мазмұндалғанын білген кезде береді:
1) тапшылық туралы ескерту жай ақпараттық па не болмаса шаралар қолдану туралы сауал екендігін егжей-тегжейлі түсіндіретін өтініш;
2) әлеуетті тапшылық мезгілінің басталу мен аяқталу уақыты;
3) әлеуетті тапшылығының мөлшері;
4) Осы зәруліктің қатысы бар аймақтар, егер қайсыбір аймақта туындаған мәселе туралы болса;
5) Жүйе жұмыстың ұйғарынды түзімдерін асыра отырып жегімделетін кез келген уақыт мезгілі;
6) Электр энергиясын өндірушілерге нақты өндіруші қондырғылардың БЭЖ орнықтылығын қамтамасыз ету мақсатында олардың коммерциялық лимиттерін арттыра отырып кез келген ерекше өтініштер;
7) өзге де мәліметтер.
607. Рынок пен диспетчерлендіру процесінің қалыпты атқарымдануы үшін қажетті негізгі талапқа рынокқа қатысушылардың Астана бірыңғай уақытымен жұмыс істеуі жатады. Рынокқа қатысушылар олардың ең жоғары қателігі дәл +/-1 (бір) секундқа тең болатын шектерде уақытты ұстанатынын кепілдеуі тиіс.
Ескерту: 607-тармаққа өзгерту, толықтырулар енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16
608. Бұл үшін жауапкершілік айрықша түрде рынокқа қатысушыларға жүктеледі, уақыт дәлдігін қай әдістердің бірі олар үшін артықшылықты, сонысын таңдап алуға қақылы. Алайда уақытша үндестік сигналы энергияны Басқару жүйесінен әрбір 30 (отыз) минут сайын жөнелтіліп тұрады. Осы сигналды пайдалану не пайдаланбау айрықша түрде рынок қатысушыларының қарамағында қалады.
609. Энергия өндіруші ұйымдар тәуліктік кестелердегі келісілген электр энергиясынан ауытқуларға жол бермеуі керек.
610. Электр энергиясын тұтынушылар электр энергиясын сатып алу келісім-шарттары айқындаған энергия тұтыну жөніндегі өз міндеттерін орындауы тиіс. Олар сондай-ақ ЖО-мен Қазақстан БЭЖ-де диспетчерлендіру, қуатты басқару және электр энергиясын жеткізу жөніндегі қызмет көрсетуге жасасқан келісімдердің талаптарын сақтауы тиіс.
611. Барлық тараптар диспетчерлік нұсқаулықтарды уақыт пен дәлдіктің ұйғарынды шектеріндегі талаптарын сақтауы, сондай-ақ тәуліктік кестені сақтау жөніндегі өз міндеттерін атқаруы тиіс.
612. Егер ЖО-дың негіздемелі пікірі бойынша рынок қатысушылары осы ЭЖЕ-нің диспетчерлендіру жөніндегі осы бөлімінің талаптарына сәйкес өз міндеттерін орындамаса, ЖО келесі шараларды қабылдауға құқылы:
1) Энергия өндіруші ұйымға оның міндеттемелерін орындамағаны туралы ақпарат береді және тезірек сәйкестік орнату жөнінде өкім береді әрі міндеттемелерді орындамау себептерін біледі;
2) Егер ЖО-дың пікірі бойынша өндіруші қондырғы үшін электр стансасының шамаларын өзгерту қажет болса, ЖО өндіруші қондырғыда шынайы уақыт түзімінде диспетчерлендірудің өзі орындай алатын уақыт кестесі болатындай энергия өндіруші ұйымға ЖО үшін қанағаттанарлық жаңғырған шамаларды тапсыру туралы өтініш беруі тиіс;
3) егер өндіруші қондырғы не электр стансасы жедел өкімдердің талаптарын орындамаса, онда бір тәулік ішінде өндіруші қондырғы не электр стансасы талаптарды орындамағандар деп жарияланады да, оған ЖО-дың ресми ескертуі беріледі;
4) ескерту берілген ЭӨҰ ЖО-дың талаптарын қандай себептермен орындамағанын түсіндіру мүмкіндігіне ие болуы тиіс;
5) ескерту алған электр энергиясын өндіруші ЖО-дың өкімдері келешекте орындалады деп кепілдеме беруі тиіс. Егер ЖО-ды өндіруші қондырғы келешекте жедел нұсқаулықтарға селт етеді деген мұндай түсіндірулер қанағаттандырмаса, ЖО өндіруші қондырғының энергия босатуын мүмкіндігінше ол ЖО-ның айрықша қарауы бойынша белгіленетін босату кестесіне сәйкес келетіндей басқаруы керек;
6) егер ЭӨҰ не жүктеме пайдаланушысы орындамағаны үшін екінші ескерту алса, онда үш айдың ішінде ЖО бұл туралы энергия өндіруші ұйымды не жүктеме пайдаланушысын, сондай-ақ өкілетті органды хабардар етуі тиіс;
7) екінші ескерту алған ЭӨҰ не жүктеме пайдаланушысы үш айдың ішінде ЖО мен өкілетті органға бұл орындамаудың себептерін жазбаша түрде түсіндіру мүмкіндігін алуға тиіс.
613. ЖО рыноктың ережелеріне сәйкес рыноктың барлық қатысушыларына, ең ақырында электр энергия тұтынушылары үшін пайдалы болатындай электр энергиясы рыногының жұмысын жақсарту үшін толық жауапкершілікке ие. ЖО оның түрлі шектеулері қаншалықты мүмкіндік берсе, біртұтас жүйені соншалықты үнемді жегуі тиіс.
614. ЖО осы талап пен Қазақстан энергожүйесінің энергиямен жабдықтау нормаларының тұрақтылығын, сенімділігі мен сапасын қолдау қажеттілігі арасындағы балансты сақтайды.
615. Тұрақты, қауіпсіз және сапалы энергиямен жабдықтау стандарттарына ілесуден бас тарту тек айрықша жағдайларда болуы мүмкін. ЖО осындай стандарттар қатысында босбелбеулікке мүмкіндік жасайтын мән- жайларды жан-жақты баян етуі керек. Мұндай шара басқа тараптармен ЖО-дың біртұтас энергожүйенің сенімді жұмысын қолдау жөніндегі міндеттерін ескере отырып кеңесу нәтижесінде жасақталуы тиіс. Айрықша мән-жайлар келесідегідей болуы мүмкін:
1) Айрықша оқиғадан кейін - энергиямен жабдықтауда тұтастай апаттық үзілістен соң қалпына келтіру кезінде;
2) Маңызды оқиғадан соң - әзірше біртұтас энергожүйе болған оқиғадан кейін қалпына келеді.
11-тарау. Жиілік пен электр энергия ағындарын реттеу Ескерту: 11-тарауға өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
616. Бұл тарау Қазақстанның БЭЖ-де жиілік пен активті қуатты реттеу шараларын айқындайды.
617. БЭЖ-дегі жиілік ЖО мен көршілес мемлекеттердің операторлары арасында жасасылған қосарлас жұмысты ұйымдастыру жөніндегі халықаралық шарттарға сәйкес қолдау табады.
618. Жиілікті реттеу кезінде турбиналардың жылдамдық реттегіштерінің тез қимылы /30 сек./ есебінен жүзеге асырылатын және негізінен жиіліктің апаттық ауытқуларына арналған бастапқы реттеу мен өндірудің қалыпты не апаттан соңғы түзімдерінде автоматты не қолымен баяу өзгерту есебінен қайталай реттеуді ажыратады. Қазақстан БЭЖ-нің Ресей БЭЖ-мен және Орталық Азия БЭЖ-мен бөлекше жұмысы кезінде Қазақстан БЭЖ-дегі жиілік бір не одан аса тәсілмен реттеледі, атап айтқанда:
1) Жиілік ауытқыған кезде екі бағытқа да селт ететін генераторлардың автоматтық реттегіштері;
2) Орталықтандырылған диспетчерлендіруге жататын өндіруші қондырғылардағы өндіруді автоматтық басқару;
3) Жүктемені реттеу.
619. Осы бөлімнің мақсатына ЖО-ға келесіні қысқа мерзімде орындау үшін барынша мүмкіншілікті беру жатады:
1) Жүйе жиілігін осынау ЭЖЕ-дегі осы 12-тарауында келтірілген жиілік жөніндегі стандарттардың талап етілген деңгейінде ұстау.
2) Тәуліктік кестеде жиілікті реттейтін басқа мемлекеттің энергетикалық компаниясымен келісілген қуаттың келісім-шарттық ағындарын қолдау.
620. Осы бөлім мыналарға таралады:
2) Кернеуі 10кВ және 35кВ электр желісіне тікелей қосылған өндіруші қондырғылары бар ЭӨҰ-н кіргізген ЭӨҰ-на;
3) Кернеуі 110кВ және одан жоғары электр желісіне тікелей қосылған жүктеме тұтынушыларына.
621. Қазақстан БЭЖ жиілікті реттеу жөніндегі стандарттарда белгіленген талаптар шеңберінде жүйенің жиілігін қолдау үшін жұмыс істейді.
Осы талаптар жиілік пен қуат ағындарын реттеу жөніндегі 3-Қосымшаға тіркеледі. Барлық стандарттарды сақтауға бағытталған бүкіл шаралардың қабылдануын ЖО қамтамасыз етеді. Сонымен бірге Қазақстан БЭЖ-де жұмыс істейтін барлық тараптар ЖО-ның қойылған міндетке қол жеткізу мақсатындағы берген өкімдерін орындайды.
Қазақстан БЭЖ-нің Ресей БЭЖ-мен және Орталық Азия БЭЖ-мен бөлекше жұмыс түзімі кезінде осы Ережелердің 3-Қосымшасында келтірілген жиілікті реттеу стандарттары тек қана Қазақстан БЭЖ-не жатқызылады.
Ресей БЭЖ-мен және Орталық Азия БЭЖ-мен қосарлы жұмыс түзімі кезінде жиілік жиілікті реттеудің шарттарына сәйкес қолдау табады.
622. Қазақстан БЭЖ-нің көтерме рыногындағы әрбір қатысушы тұтынудың өндіру, сальдо-ағындары үшін берілген диспетчерлік тәуліктік кестесін (жиілік бойынша түзетімімен) атқаруы тиіс және оларды сақтауды өз күші мен қаражаты есебінен іске асырады. Қалыпты түзімде жиілікті не келісім- шарттық мемлекетаралық сальдо-ағынды қолдау ЭКС қатысушыларының тәуліктік кесте бекіткен сальдо-ағынын сақтау арқылы жүзеге асырады.
623. Қалыпты түзімде ЖО Қазақстан БЭЖ-де не басқа мемлекеттердің жиілік реттегіш бірлестігімен жиілікті не сальдо-ағынды реттеу жөнінде қажетті үйлестіруді жүзеге асырады.
624. Технологиялық бұзылыстар туындаған кезде ЖО олардың алдын алу мен жою жөніндегі ЭЖЕ-не сәйкес барлық қажетті шараларды қабылдауы тиіс. ЖО-ның жиілік пен қуат ағындарын реттеу жөніндегі осы бөліміне сәйкес ЭКС қатысушыларына берген нұсқаулықтары орындауға міндетті болып табылады.
625. ЖО техникалық талаптардың орындалуына бақылау жасау үшін ЭКС субъектілеріне жүйелік сынақты жүргізу құқысына ие. Жүйелік сынақ пен тексеру осы Ережелердің 4-бөліміне сәйкес ұйымдастырылады және
626. Қазақстан БЭЖ-дегі өндіруші қуатты апаттық кеміткен кезде кернеуі 10кВ және 35кВ желіге қосылған өндіруші қондырғылары бар өндіргіштерді кіргізген ЭӨҰ-ның , кернеуі 35кВ және одан жоғары желіге тура қосылған жүктеме пайдаланушыларының қызметкерлері ЖО-дың үйлестіруімен:
1) ЖЭС-тегі айналмалы резерв және ГЭС-тегі резервті жұмылдыру есебінен оқшау жұмыстың жиілігін немесе қосарлас жұмысты қалпына келтіруі (соның ішінде ЭҚР ПУЛы арқылы);
2) өндіруді апаттық кеміткен электр стансасында немесе өзара резервілеу шарттары бар электр стансаларда салқын резервті өрістетуі (соның ішінде ЭҚР ПУЛы арқылы);
3) өндіруді апаттық кеміткен өндіруші жүктемесінің тұтынушылары үшін шектеу енгізуі, шектеуді енгізген сайын реттеуге тартылған ЖЭС пен ГЭС- тің жүктемесін босатуды жүргізуі тиіс.
Жиілік немесе қуатты реттеу жөніндегі қызмет көрсетулерге шарты жоқ ЭКС қатысушыларының жұмыс түзімі нормативтік құжаттарда баян етілген талаптарға сәйкес айқындалады;
4) шектеуші пайдаланушылардың электржабдықтауы резервтің өрістеуі бойынша қалпына келтірілсін.
627. Жүйелік сипаттамалар мен резервтер электр энергиясын өндірушілермен және басқа пайдаланушылармен қамтамасыз етіледі. Бұл қызметті орталықтан ЖО үйлестіреді, оған БЭЖ жиілігін реттеу жөніндегі стандарттарға сәйкес жүйенің жиілігін қолдауды қамтамасыз ету үшін кез келген уақытта мүмкінділі резервтің дәл мөлшерінің болуына жауапкершілік жүктеледі.
628. Жүйелік сипаттамалар мен резервтер мынаны жасауы тиіс:
1) Жүктеменің және/немесе өндіруші қондырғының көлеміндегі өзгерістерден жүйедегі жиіліктің елеусіз тұрақты өзгерістеріне селт ету;
2) Электр энергиясын жалпы көлемде өндіру мен тұтынудың шұғыл өзгерістерінен туындаған жүйедегі жиіліктің терең өзгерістеріне, мәселен, өндіруші қондырғының жоғалтуларына не жүктеменің жалпы қажеттілігіндегі жиі кездеспейтіндерге селт ету.
629. Жиілік сипаттамасы - жүйедегі жиілік өзгерістеріне автоматтық селт ету. Ол 702-708-тармақтарында егжей-тегжейлі сыйпатталғандай бастапқы және қайтармаға бөлінеді.
630. Жиіліктік сипаттама өндіру мен тұтыну тұтастығының бірлігі қағидасына негізделеді және барлық энергожүйеде қамтамасыз етіледі.
Өндірілген және тұтынылған активті қуат арасында тепе-теңдік бұзылған кезде ортақ жүйеде қосарлас жұмыс істейтін, жиіліктің реттелуін қамтамасыз ететін бүкіл электр энергия өндірушілері жаңа тепе-теңдік балансын жасауға қатысады.
631. Жиіліктік сипаттама жүйе жиілігінің азаюы не ұлғаюын тоқтату және оны берілген деңгейде қалпына келтіру үшін ортақ жүйедегі активті қуат өндірімінің тез ұлғаюын не кемуін айқындайды. Әдетте, жүйенің берілген деңгейі атаулы түрде 50 Гц-ті құрайды немесе айрықша жағдайларда бұл жиілік реттейтін энергожүйе яки ЖО жиілікті қалпына келтіруге өкім беретін өзге деңгей болады.
632. Жиілікті бастапқы реттеу электр станса турбиналарының айналу жылдамдығы реттегіштерінің әрекеті есебінен атқарылады.
Электр стансаның жиілікті бастапқы реттеуге қатысу әдетте турбинаның айналу жылдамдығының реттегішін баптау түзіміне тәуелді.
Электр стансалар турбинаның айналу жылдамдығын реттегіштің жұмыс түзімін ЖО-мен келістіруі тиіс.
633. Бастапқы реттеу аралығы - бұл қуаттың реттеу саласы, мұнда бастапқы реттегіштер жиілік ауытқыған кезде екі бағытқа да автоматты түрде селт ете алады. Бұл аралық бастапқы реттеуге қатысатын турбиналардың атаулы қуатының 5%-нен кем болмауы тиіс.
634. Бастапқы реттеу үшін қуат резерві Қазақстан БЭЖ электр стансаларының жалпы иелік қуатының 2,5%-нен кем болмауы және мүмкін көп генераторлардың арасына таратылуы тиіс.
Ескерту: 634-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
635. Бастапқы резервтің жұмылдыру уақыты ЖО уәкілетті орган бекіткен талаптарына сәйкес болуы керек.
Ескерту: 635-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
636. Турбиналардың айналу жылдамдығын реттегіштерінің статизмі 5%- дан аспауы, ал сезбеушілік дәрежесі ең 5%-дан аспайды, ал сезбеушілік дәрежесі ең төмен, кез келген жағдайда - 0.2 Гц-тен аспауы тиіс.
637. Жиілік не қуат ағындарының сальдосын қайталай реттеу Қазақстан Республикасы БЭЖ-нің үйлесімді-біріктіргіш қағидасымен немесе қолдан жұмыс істейтін жиілік пен қуатты автоматтық реттегіштер (ЖҚАР) көмегімен жүзеге
638. Қайталай реттеу аралығы - қайталай реттегіш қуаттың реттеу аралығы. Онда қайтарма реттегіш (немесе диспетчер) автоматты түрде (не қолдан) қарастырылатын уақыт тұсында жұмыс нүктесінен екі бағытқа қимылдай Қайтарма резерв - бұл жұмыс нүктесі мен қайталай реттеу аралығының ең жоғары мәні арасында орналасқан қайталай реттеу аралығының оң бөлігі.
Қазақстан БЭЖ-дегі осы резервтің жиынтық шамасы ең ірі агрегаттың қуатынан кем болмау немесе ауытқуы БЭЖ-нің ағымдық тұтынуының 8%-на дейін болуы тиіс.
639. Қайталай реттеу қондырылған қуаттың толық жинағын (кемуін) 15 минутқа дейін қамтамасыз етуі тиіс.
Ескерту: 639-тармақ жаңа редакцияда жазылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
640. Қазақстан БЭЖ-нің жиілік сипаттамасы сынақ арқылы анықталады және мұндай деректер жоқ кезде статизм 4%-ға тең деп қабылданады.
641. Тұрақты резерв - жиіліктің бастапқы және қайтарма жиілігін қамтамасыз ету үшін активті қуаттың жеткілікті резервін қалпына келтіруді кепілдейтін генератор. Тұрақты резервті қамтамасыз ететін генераторды ЖО жасасқан шарттарға сәйкес айқындайды. Тұрақты резервті іске қосу келесі жағдайларда автоматты түрде не қолдан атқарылады:
1) төтенше оқиға болып өткеннен кейін бастапқы жиілік сипаттаманы және/не қайтарма жиілік сипаттаманы өзгерту кезінде, бұл керекті жиілік сипаттамасын қалпына келтіруге мүмкіндік береді;
2) болжанған оқиға кезінде запастағы резерв ретінде;
3) электр энергияның үдемелі жоғалтулар жағдайына қосымша резервті ұсыну.
642. Резерв резерв уақтысында іске қосылатындай және бастапқы жиілік сипаттамасы мен/немесе қайтарма жиілік сипаттамасын қалпына келтіру мүмкіндігі болатындай белсенді болуы тиіс.
643. Тұрақты резервте мыналар болады:
1) үндесу қондырғысы;
2) тоқтап тұрудағы қондырғы;
3) үзіктік жүктеме.
644. Үндесу қондырғысы тұрақты резервті келесі жағдайларда қамтамасыз ете алады:
1) жүйеге үндескен, бірақ бос істейтін өндіруші қондырғылар;
2) ең жоғары өндірілуінен төмен өндірім қуатымен жұмыс істейтін өндіруші қондырғылар.
645. Тоқтап тұрудағы қондырғы талап етілген уақыт шегінде резерв енгізуді қамтамасыз ететін шарт кезінде тұрақты резервті қамтамасыз ете алады.
646. Тұтынушылардың қосымша жүктелімдерін ажырату (үзіктік жүктелім) тұрақты резервті енгізу жөніндегі шаралар ретінде қолданылуы мүмкін.
647. Резервті қолдану мүмкіндігі ең болмағанда 4 сағат бойы қамтамасыз етілуі тиіс.
648. Орнын басу резерві - жұмысқа қосылған соң тұрақты резерв шамасын сақтау мақсатында үздіксіз істейтін генераторлар. Орнын басу резервін қамтамасыз ететін электр стансалары ЖО-мен келісілген резервті жұмылдыру мерзімінде жұмысқа әзірлігі мақсатында алдын ала анықталады. ЖО осы атқарымды орындайтын электр стансаларда орнын басу резервін дер кезінде енгізуді қамтамасыз етеді. ЭӨҰ ЖО-ды орнын басу резервтерінің көлемдері туралы ақпаратпен қамтамасыз етуі тиіс.
649. Орнын басу резервін енгізу шұғыл жүргізіледі және келесі мән- жайларда қажет етіледі:
1) өндіруші қондырғының істен шығуы секілді айрықша мән-жайлар;
2) бастапқы көзден қалпына келе алмайтын өндірудің ұзақ уақыт жоқтығы.
650. Орнын басу резерві қажетті жиілік сипаттамасын ұзақ мерзімдік мезгілде қамтамасыз ету үшін тұрақты резервті сақтауға мүмкіндік жасайды.
651. Қажетті уақыт шегінде резервті енгізу қамтамасыз етіледі деген шартпен орнын басу резервінде мыналар болады:
1) жылу электр стансаларында ыстық резерв түзіміндегі генераторлар.
2) гидрогенераторлар.
652. Орнын басу резерві жұмысқа 60 минут шеңберінде кірісуі және толық қуатқа ең қысқа мерзімде шығуы тиіс. Резерв енгізу себептерін жойғанға дейін орнын басу резервінің белгісіз мерзімге үздіксіз жұмысы қамтамасыз етілуі
653. ЖО жиіліктің ұлғаю жағына қарай ауытқуы кезінде жиілікті қолдау үшін резервтердің жеткіліктігін кепілдеуі тиіс.
654. Жиілік 50 Гц деңгейіне көтерілген кезде бүкіл электр стансалары технологиялық шектелу шеңберінде өндірудің кемуіне қатысуы тиіс.
655. Жоғарғы жиілік бойынша реттеуді қамтамасыз ететін электр стансаларды ЖО айқындайды.
656. Барлық гидроөндіргіш қондырғылар жұмыс күйінде автоматтық жиілікті-сезгіштік түзімде жұмыс істеуі тиіс және жылу электр стансаларының барлық өндіруші қондырғылары жүктеменің өзгертілуін ұйғарынды шекте қамтамасыз етуі тиіс. Айрықша жағдайларда ЖО техникалық ақаулық не жабдықтың орнықсыз жұмысы кезінде өндіруші қондырғылардың жиілікті реттеуге қатыспауына уақытша рұқсат беруі мүмкін.
657. Өндіруші қондырғылардың қуат өндіруіндегі өзгерістерден жүйедегі жиілік өзгерісі кезінде берілген жиілікті реттеуге қатысатын электр станса операторы адам өміріне қауіп төндіретін және жабдық зақымдануынан басқа жағдайларда өндірімнің көтерілуіне/төмендеуіне кедергі жасамауы тиіс.
658. Өндіруші қондырғыларға төменде келтірілген талаптар міндеттілі болып табылады және егер ЖО осы талаптарды алып тастамаса, ең қажетті талаптарды көрсетеді.
Электр стансалары турбиналардың айналу жылдамдығына қалыпты енгізілген реттегіштермен жұмыс істеуі тиіс.
Электр стансалары турбиналардың айналу жылдамдығы реттегіштерінің жұмыс түзімін ЖО-мен келісіп алуы тиіс.
659. Турбиналардың айналу жылдамдығы реттегіштерінің статизмі 5%- дан аспауы тиіс.
660. Турбиналардың айналу жылдамдығы реттегіштерінің сезбеушілік аймағы - 0,2Гц-тен жоғары болмауы тиіс, бұл 0.04%-ды құрайды.
661. Тәуліктік кестені бағамдау жылдамдығы.
Тәуліктік кестені бағамдау жылдамдығы ЖО-дың белгілеген талаптарына сәйкес болуы тиіс.
662. Әрбір өндіруші қондырғы шығудың қалыпты қуаттан (20)% мөлшерінде үздіксіз өзгеруімен жиіліктегі қадамдық өзгеруіне селт ету қабілетіне ие болуы тиіс.
663. Қазақстан БЭЖ бөлігі оқшауланған жұмысқа бөлінген кезінде жоғарыда келтірілген талаптар энергожүйенің бөлінген бөлігі үшін күшіне ие.
Алайда, көптеген жағдайларда барлық талаптардың толық көлемінде орындалуын қамтамасыз ету мүмкін емес. Сондықтан да мұндай жағдаятта бірінші кезектегі міндетке Қазақстан БЭЖ-нен БЭЖ-нің бөлінген бөлігінің қосарлас жұмысын қалпына келтіру жатады.
664. Жиілік пен қуат ағындарын реттеу жөніндегі бөлімде жан-жақты сыйпатталған жиілік реттеуіне бүкіл талаптар Қазақстан БЭЖ-нің қалыпты атқарымдануын қамтамасыз ету үшін қолданылады. Сонда да кейбір жағдайларда резервті аймақтар бойынша жайғастырудың қосымша қажеттіліктері болуы мүмкін (аймақтық резерв). ЖО рыноктың жағынан негіздемелі талап кезінде осы шешімді қабылдау жөнінде түсінік береді.
665. ЖО ЭКС қатысушыларынан олардың техникалық талаптарды орындау қатысында ақпарат сұрату құқысы бар.
666. Жиілік пен қуатты реттеу жөніндегі қызмет көрсету құны ЭКС қатысушыларының шарттары негізінде есептеледі.
12-тарау. Кернеуді бақылау
667. Кернеуді реттеу жөніндегі осы тарау кернеу мен реактивті қуатты реттеу бойынша кернеу мен техникалық жабдықты реттеу қатысында талаптар мен өлшемдерді анықтайды.
668. Осы бөлімнің міндеттеріне мыналар кіреді:
1) жеткізу кезіндегі барынша аз жоғалтулармен бірге кернеудің қажетті деңгейлерін қамтамасыз ету үшін электржеткізу торабында және сонымен байланысты пайдаланушылар жүйелерінде кернеу деңгейлеріне қол жеткізу жөніндегі қауымдастыру талаптарын белгілеу;
2) электржелілік компанияларға өздерінің тарқатушы желілерінде тиісті кернеу деңгейлерін белгілеу;
3) электр желісінің тұрақтылығын, қауіпсіздігін және тұтастығын қолдау;
4) электр желісі мен пайдаланушы кәсіпорнына зиян келтіруден қашу;
5) осы тарауда көрсетілген шеңберде пайдаланушылардың жалғаным нүктелерінде кернеуді ұстау.
669. Осы тарау келесі тараптарға таралады:
3) энергия өндіруші ұйымдарға;
4) тұтынушыларға.
670. БЭЖ-де кернеуді бақылау мынаны қамтамасыз етуі тиіс:
1) тұтынушыда қажетті кернеу;
2) электр стансаларымен желілерінің жабдығы үшін ұйғарынды мәндер шегіндегі кернеу деңгейлері;
3) Қазақстан БЭЖ электр стансаларының сенімді қосарлас жұмысымен жүйе орнықтылығы;
4) Қазақстан БЭЖ жүйеаралық байланыстарының өткізу қабілеті;
5) Қазақстан БЭЖ-де электр энергиясы жоғалтуларының барынша азайтылуы.
671. ЖО электр берілісінің жеткізу желісіндегі кернеудің оңтайлы деңгейлерін қолдауға жауап береді, ал электржелілік компаниялар тарқатушы желілер үшін жауап береді.
672. БЭЖ-дегі кернеуді бақылау келесі талаптарға жауап береді:
1) реактивті қуат жөніндегі талаптарға сәйкестігі;
2) кернеуді динамикалық реттеуге жеткілікті реактивті қуатын қамтамасыз ету:
кернеуді қалыпты түзімде реттеуді қамтамасыз ету үшін;
қысқа тұйықтаулар жағдайында кернеудің кемуін шектеу үшін;
3) статикалық және динамикалық реактивті қуат резевтерін көрсету.
673. Жабдықтың зақымдануын болдырмау және БЭЖ мен пайдаланушылардың тұрақты қосарлас жұмысын қамтамасыз ету үшін кернеу деңгейлері БЭЖ-нің қауіпсіздік пен сапа стандарттарына сәйкес болуы тиіс, сондай-ақ келесі кестелерде көрсетілгендей, ұйғарынды мәндер шеңберінде Қазақстан БЭЖ-нің барынша үлкен жұмыс кернеулер
12.1-Кесте
Атаулы кернеу | Ең үлкен жұмыс кернеуі | Кернеудің ең | | жоғарғы ауытқуы 1150кВ 1200кВ Макс. ----- 500кВ 525кВ Макс. ----- 220кВ 252кВ Макс. ----- 110кВ 126кВ Макс. ----- 35кВ 40.5кВ Макс. ----- 10кВ 12кВ Макс. [-10%+10%] 6кВ 7.2кВ Макс. [-10%+10%] <1кВ ----- [-10%+10%] Кестеде келтірілген кернеу деңгейлері Ресей БЭЖ РАҚ-ның Ц-01-95(Э)
өкімхаты /15.03.1995 ж./ негізінде анықталған және "Қазақстанэнерго" ғылыми- техникалық кеңесімен қабылданған /13.12.1995 ж./ Қазақстан БЭЖ электр желісінің 500 кВ-тық жабдығында қалыпты және жөндеу түзімдеріндегі өнеркәсіптік жиіліктің ұйғарынды кернеуі
12.2-кесте
Амплитуда еселігі | | | Кернеу ауытқуы | 1.0 - 1.025 | 1.025 - 1.05 | 1.05 - 1.075 ______ Uмакс.ұйғ. | | | Uмакс.жұм. |(525кВ - 538кВ)|(538кВ - 551кВ)| (551кВ - 564кВ)
Бір оқиғаның 8 3 1 ұйғарынды ұзақтығы, сағат сағат сағат ең көбі Бір жылдағы ұйғарынды оқиғалар саны, ең көбі 200оқ. 125 оқ. 75 оқ.
Екі оқиғалардың арасындағы аралық, ең кемі 12 сағат Қазақстан БЭЖ-нің 500-110 кВ-тық электр желісінде апаттық түзімдер мен ауыстырып қосу кездеріндегі жабдықтың өнеркәсіптік жиілігінің ұйғарынды кернеуі .
2*. Екі шама бар жерде, онда үлкен шама фаза-жер оқшаулағышы үшін, кішісі - фаза-фаза оқшаулағышы үшін.
12.3-кесте
| Ұзақ әсер ету кезіндегі кернеудің Жабдық | ұйғарынды көтерілуі, сек.
| (ең жоғарғы жұмыс кернеуінің | салыстырмалы бірліктерінде)
| 1 | 2 | 1 | 0.
| 200 сек | 0 сек | сек | 1 сек Күштік 1. 1. 1. 2.
трансформаторлар мен 10 25 90 00 автотрансформаторлар
1. 1. 1. 1.
Шунттаушы 1. 1. 2. 2.
реакторлар мен кернеу 15 35 00 08 трансформаторлары 1. 1. 1. 1.
15 3+5 50 58
Коммутациялық аппаратура, 1. 1. 2. 2.
кернеудің сыйымдылық 15 60 20 40 трансформаторлары, ток трансформаторлары, байланыс 1. 1. 1. 1.
конденсаторлары және шиналық 15 60 70 80 тіреулер РВМГ үлгісіндегі шұралық 1. 1. 1.
айырғыштар 15 35 38 - РВМК үлгісіндегі шұралық 1. 1. 1.
айырғыштар 15 35 45 - РВМК-ІІ үлгісіндегі шұралық 1. 1. 1.
айырғыштар 15 35 70 - Кернеуі 110-220 кВ барлық 1. 1. 1.
үлгідегі шұралық айырғыштар 15 35 38 -
674. Әрбір электржелілік компания бекітілген кернеу кестесі мен 12.1- кестеге сәйкес өз қосалқы стансаларында кернеу деңгейлерін ұстайды. Кернеу сатылы құрылым бойынша кернеудің жоғарғы сыныбынан төменгісіне дейін мына дәйектемемен реттеледі: 1150, 500, 220, 110, 35, 10кВ, 6кВ және 0,4кВ.
675. Ең жоғарғы мәндер негізгі жабдықтың техникалық сипаттамалары негізінде белгіленеді, ал ең төменгі мәндер БЭЖ бен барлық өндіруші қондырғылардың орнықты қосарлас жұмысын қамтамасыз ету шартынан ЖО-мен және электр желілік компаниямен есептеледі әрі белгіленеді.
676. Кесте берген шекте энергожүйенің бақылау нүктелерінде кернеуді реттеу өкілетті диспетчерлік орталық энергожүйе мен оның жекелеген тораптарында реактивті қуаттың тиісті тепе-теңдігін ұстау, электр желілерде реактивті қуат ағындарын артық тарату жолымен жүзеге асырылады. Реактивті қуаттың ағындарын оңтайлы басқару - электр желілерде электр энергиясының жоғалтуларын азайту құралдарының бірі. Реактивті қуаттың ағындары электр стансаларының генераторларында және үндестік қарымталауыштарда орнатылған шалт қимылды автоматтық қоздыруды реттегіштермен, трансформаторлар мен автотрансформаторлардағы реакторлармен және автоматтық кернеу реттегіштермен, жабдықталған РПН құрылғыларымен реттеледі.
677. Кернеу мен реактивті қуатты реттеудің негізгі мақсаттары келесі екі негізгі құбылысқа ие:
1) Активті қуаттың ең төменгі жоғалтуларына қол жеткізу үшін реактивті қуаттың ағындарын шектеу;
2) Жүйеде кернеу деңгейлерін қолдау үшін реактивті қуаттың қажетті балансын қамтамасыз ету, сөйтіп электр желінің орнықты да қауіпсіз жұмысын қамтамасыз ету.
Өндірілген реактивті қуат пен тұтынылған реактивті қуаттың арасындағы баланс жүйенің техникалық және жегімдік сипаттамаларының күшімен аймақтық деңгейде қамтамасыз етілуі тиіс.
678. ЖО қолдана алатын кернеуді реттеу тәсілдері келесіні кіргізеді:
1) Электр желісінің жабдығы:
Трансформатор анцапфтарын ауыстырып қосу;
Желілерді коммутациялау;
Реакторлар мен конденсаторларды коммутациялау;
синхрондық компенсаторлар (СК);
2) өндіруші жабдық: реактивті қуатты өндіру және тұтыну, өндіруші қондырғымен реактивті қуатты өндіру, өндіруші қондырғымен трансформаторлардың анцапфын қайта қосу;
3) Электр энергия тұтынушыларының жабдығы:
қуат коэффициентін түзету.
Ескерту: 678-тармаққа өзгертулер енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
679. Кернеуді реттеу мақсатына реактивті қуаттың ағындарын оңтайландыру жатады. Осы мақсатпен кернеудің оңтайлы деңгейлері қамтамасыз етіледі. Бұған қол жеткізетін стратегиялар келесі:
1) кернеуді үшіншілік реттеуге сәйкес қолдан реттеумен бірге оңтайландыру;
2) шынайы уақыт түзіміндегі операциялар деректері негізінде дербес зерттеулер мен шешімдер.
680. Барлық өндіруші қондырғылар автоматтық кернеу реттегішімен (АКР) реттелетін және үндескен жағдайдағы тұрақты іс-қимылда әрі автоматтық түзімде жегімденетін қоздыру жүйесіне ие болуы тиіс.
681. ЭӨҰ АКР-ті әрекеттен шығаруы не шектеуі келесі жағдайларда
1) қызметкерлер мен/немесе жабдықтың қауіпсіздігі үшін;
2) өндіруші қондырғының сенімділігін қамтамасыз ету үшін;
3) шектеу ЖО мен электр энергия өндірушісі арасында алдын ала келісілген.
682. Егер өндіруші қондырғы АКР-тің бақылауымен жегілмесе, ЖО электр энергетикалық жүйенің жұмыс қауіпсіздігін тіпті өндіретін қондырғының өшірілуіне дейін ұйғарылған стандарттар шеңберінде қамтамасыз етуге қажетті дәрежеде шектеу салуы мүмкін.
683. Кернеуді және реактивті қуатты реттеу үш бөлек үлгіге бөлінуі мүмкін - бастапқы, қайтарма және үшіншілік.
684. Кернеуді бастапқы реттеу - бұл кернеу мен реактивті қуатты минут сайын реттеу. Көптеген жағдайларда реттеу автоматты түрде арнаулы жабдықпен жүзеге асырылады.
685. Кернеуді бастапқы реттеу АКР өндіруші қондырғысымен, үндестік қарымталаушылар ретінде әрекет жасайтын өндіруші қондырғылармен және реактивті қуаттың статикалық қарымталаушысы (РҚСҚ), үндестік қарымталаушы (ҮҚ) ретіндегі басқарылмалы қарымталаушы құрылғылармен атқарылады.
686. АКР-мен өндіруші қондырғылар кернеудің ауытқу фактісі бойынша реактивті қуат өндірімін тез өзгерту мүмкіндіктеріне ие болады.
687. Кернеуді бірлесе реттеу немесе реактивті қуатты жеткізу электр желінің арнайы нүктелерінде кернеуді реттеу үшін кейбір электр стансаларда қолданылады. Бұл осы электр стансаның шеңберінде қосарлас істейтін өндіруші қондырғылар арасында реактивті қуатты оңтайлы таратуды қамтамасыз етеді.
688. ЭӨҰ-на олардың өндіруші қондырғылары кернеуді бастапқы реттеудің міндетті талаптарына сәйкес, ал электржелілік компаниялар басқарылмалы қарымталаушы құрылғылар қатысында ұқсас міндеттемеге ие болатындай талап қойылады.
689. Кернеуді қайталай реттеу автоматты түрде бірнеше минуттың ішінде іске асырылады. Кернеуді реттеу баяу қимылдайтын АКР кернеудің қайтарма реттегішімен жүргізіледі.
690. Кернеуді үшіншілі реттеу кернеу мен реактивті қуатты реттеудің барлық құрылғыларының жұмысын үйлестіру үшін ЖО нұсқаулықтарына сәйкес қол түзімінде жүргізілетін әрекеттерден тұрады. Кернеуді бастапқы реттеуді жүзеге асыруға қолданылатын тәсілдер тармақталулардың, трансформаторлар мен автотрансформаторлардың кернеу астында тұрған шунттаушы реакторлармен, қарымталауыштармен және ауыстырып қосқыштармен бірге кернеуді қайталай реттеуді де іске асыру үшін пайдаланылады.
691. Үшіншілі реттеудің ортақ мақсатына бүкіл электр желісі бойынша кернеу мен реактивті қуаттың қажетті деңгейлерін сақтау жатады.
ЖО, электр энергия өндірушілері және бүкіл электржелілік компаниялар олардың электр стансалары кез келген уақытта кернеуді үшіншілі реттеу туралы ереже талаптарына жауап беруді қамтамасыз етуі тиіс.
692. Кернеу кестесін жасау өзіне шынайы тұтыну мен өндірім бағалауларын қолдана отырып, ұзақмерзімдік оңтайландыру процесін кіргізеді.
Бұл шара оңтайлы тағайыншамаларды және АКР кернеуді реттеудің қауымдастырылған тетіктерін, анцапф ауыстырып қосқыштарын, шунттаушы реакторларды және конденсаторлар сыйымдылықтарын қызметтеу ережесін айқындау үшін тұтастай да, жекелей де жүйені қамтиды.
693. Осы шара нәтижесінде кернеуді қайталай реттеу мақсаттары үшін реактивті қуат резервін ұсынудың тиімділеулік тетігі пайда болады.
694. ЖО осы шараны электр жеткізудің жеткізуші желісі қатысында және электржелілік компаниялардың тарқатушы желілер қатысында қамтамасыз
695. Электр желісі оны барлық кезде мүмкінділі ысыраптардан тұрақты қорғау үшін электржелілік компаниялармен және ЖО-мен жоспарланады әрі жегіледі (төтенше жағдаяттарда электр желісі қауіпсіздіктің қалыпты стандарттарына жауап бермейтін түзімде жегіле алады. Бұл энергиямен жабдықтау жүйесінің барлығының немесе оның бөлігінің істен шыққаннан кейін қалпына келтіру кезіндегі туындаған жағдаяттарды кіргізуі мүмкін).
696. Ықтимал оқиғалармен жұмыстың тұтқалы элементі болып реактивті қуаттың резервтері табылады.
697. ЖО қажетті көлемде кернеуді реттеу құралдарын қолдана отырып, электр энергиясын тұтынуды барынша жоғары және барынша төмен деңгейлері кезінде энергожеткізу желісіндегі кернеудің ұйғарынды деңгейлерін қамтамасыз
698. ЖО электржелілік кәсіпорындар мен пайдаланушыларға нұсқаулықтарды былайша реттелімдейді:
1) энергия өндіруші қондырғыны реактивті қуатты өндіру не тұтынуға реактивті қуаттың реттелетін лимитіне қол жеткізілгенше баптай отырып, электр энергия өндірушілерінің кернеу деңгейлерін ұстауы;
2) электр желіге тікелей қосылған реакторлар мен қарымталауыштарды қосу;
3) трансформаторлар мен автотрансформаторлардың анцапфтарын ауыстыру;
4) үндес және статикалық қарымталауыштардың жегім түзімі мен кернеу деңгейінің өзгеруі.
699. ЖО әрбір 3 (үш) айда келесі ақпаратты мазмұндайтын кернеу кестесін жасауы тиіс:
1) бақылау бекеттеріндегі кернеудің оңтайлы деңгейлері;
2) кернеу кемуінің апаттық шектері;
3) анцапф-автотрансформаторлар мен трансформаторлардың жағдайы;
4) тұрақты қосылған реакторлардың саны;
5) коммутациялайтын реакторлардың саны;
6) БЭЖ-нің жұмыс түзімі;
7) үндес қарымталауыштар мен реактивті қуат қарымталауыштарының кернеуі мен жұмыс түзімінің тағайыншамалары;
8) Реактивті қуаттың сұраныс пен ұсыныс арасындағы бейбалансы кезіндегі қабылдауға қажетті шаралар;
9) кернеумен реактивті қуатты реттеуді жүзеге асыру жөніндегі кез келген басқа шаралар.
700. Электр энергиясын өндіруші кернеу кестесіне сәйкес электр желідегі электр стансалар мен өндіруші қондырғылардың шиналарында кернеудің деңгейлерін қолдауға жауапкершілікке ие. Бұл талап электр стансалардың қаншалықты мүмкіндігіне қарай өз дәрежесінде орындалуы тиіс.
701. Кернеудің ұйғарынды шектерінен кез келген ауытқу туралы жоғары жақтағы диспетчерлік басқармаға хабарлау қажет.
702. Электр энергиясы өндірушілеріне кернеуді реттеу үшін реактивті қуатты беру туралы міндетті талаптардан басқа ЖО қосымша реактивті қуатты тұтынушыларға қосымша қызметтер көрсетудің шарт талаптарына сәйкес ұсынуы 13-тарау. Электр желісін жегімдеу
703. Осы тарауда Қазақстан БЭЖ-нің шынайы уақыт ауқымындағы жұмысымен байланысты шаралар баян етілген, оларды ЖО Қазақстан БЭЖ электр желісіндегі түзімдер мен тәсімнің сәйкестігін қамтамасыз ету үшін жүзеге
704. Бұл тарау келесі субъектілерге таралады:
4) 110 кВ және одан жоғары кернеуге тікелей қосылған электр энергия тұтынушылары.
705. ЖО кернеулері 110 кВ және одан жоғары электр жеткізу желілерін және осылармен байланысты жеткізу желісін құрайтын жабдық пен құрылғыларды жегу жөніндегі жұмысты үйлестіруі мен бағыттауы тиіс.
ЖО жеткізу желісін жегуге бақылау жасау үшін келесі міндеттерді жүзеге асырады:
1) рынокты қалыпты атқарымдауды қамтамасыз ету үшін жеткізуші желі бойынша электр энергияның тиімді берілісін қамтамасыз ету;
2) Қазақстан БЭЖ-нің нормативтік құжаттарда және осы Ережелерде баяндалған сенімділік пен сапа жөніндегі стандарттарға сәйкестігін қамтамасыз ету;
3) электр желісіндегі шектеулерді барынша төмендету;
4) бүкіл Қазақстан БЭЖ-дегі кернеудің қажетті деңгейін ұстау;
5) электр энергиясын жоспарлық және жоспардан тыс ажыратқан кезде жабдық және/не құрылғыны ажыратуға рұқсат беру;
6) электр энергиясын ажыратқан кезде жабдықты токтан айыру жөнінде рұқсат және ұйғарым беру;
7) желі мен жүйенің тұрақтылығын талдау үшін шынайы уақыт түзімінде жегімдік зерттеулер жүргізу;
8) Қазақстан БЭЖ-дегі істен шығу жөнінде зерттеулер және істен шығуға талдау жүргізу;
9) дұрыс құрылғы мен қорғаныш жүйесін қолдану арқылы Қазақстан БЭЖ қауіпсіздігін қамтамасыз ету және қорғаныш жүйесінің істен шыққан элементтерін шеттету әрі осы мән-жайлар кезінде жүйенің қалыпты атқарымдануын қамтамасыз ету.
Ескерту: 705-тармаққа толықтырулар енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
706. Тек келесі жағдайларда желіде ауыстырып қосулар мүмкін:
1) электр қондырғысында ауыстырып қосу жөнінде операциялар жүргізу туралы ЖО-дан айқын өкімдер келіп түскен кезде;
2) жабдық пен/не аппаратураны ажыратқан сәтте жұмыс пен сынақтарды қауіпсіздік техникасы және еңбекті қорғау шаралар жүйесіне сәйкес жүргізу үшін;
3) егер жабдық және/немесе аппаратура қауіпсіздікке байланысты себептер бойынша желіден бөлектену және оқшаулануы тиіс болған жағдайда.
707. Оқшаулау және жерлендіру жөніндегі шаралар жеткізуші желіде тек келесі жағдайларда болуы мүмкін:
1) жеткізуші жабдықтың тиісті бірлігі токтан ажыратқан кезде ЖО жабдық пен аппаратураны жеткізуші желіден ажырату жөнінде өкім бергенде;
2) ЖО жеткізуші жабдықтың бірлігі токтан ажырағанын растайтын, пайдаланушымен келісілген хабар бергенде.
708. Қорғаныш, басқару жүйелеріндегі не байланыстың жұмыс жүйелеріндегі ешқандай жұмыс ЖО-мен келісілмей жүргізілуі мүмкін емес.
Апаттық жұмыстарды жүргізу қажеттілігі кезінде ЖО бұл туралы барынша қысқа мерзімде хабардар болуы тиіс.
709. ЖО шынайы уақыт түзімінде жеткізу желісінде мониторингті және жүйенің жұмыс істеуі үшін қажетті шарттарды тексеруді жүзеге асыруы тиіс.
710. ЖО шынайы уақыт ауқымында электр жеткізу желісінің мониторингі бойынша осы деректерді ЖО объектілерінен және электржеткізу желісін пайдаланушылар объектілерінен ЖО-дың электр энергиясын тұтынуды басқару жүйесіне (ЭТБЖ) тапсыру арқылы алуға болады.
711. ЖО мен барлық пайдаланушылардың қарамағында қажетті жабдықтардың - шеттетілген терминалдардың (бақылаушылардың), шоғырландырғыштың және олардың бүкіл объектілерінде басқа жабдықтың болуы, сондай-ақ керекті деректер ЭТБЖ-не дәл, дер кезінде және сенімді жетуіне байланыстың тиісті сенімді жүйелерінің болуы тиіс.
712. ЖО жеткізуші желіде не оған қосылған тұтынушының жабдығы мен аппаратурасында ауыстырып қосу жүргізуді жүзеге асыру жөнінде нұсқаулықтар басып шығарады. Бұл нұсқаулықтар санаттарға бөлінеді.
713. Электр қондырғыларын ажыратқан кездегі ауыстырып қосулар ЖО немесе пайдаланушының қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау жөніндегі шаралар жүйесін іс-қимылға енгізу үшін іске асыруға қажетті бірінші кезеңін көрсетеді.
714. ЖО осы Ережелерге сай электржеткізу жүйесінде кернеуді реттеу жөнінде нұсқаулықтарды басып шығарады. Коммутация жөніндегі бұл нұсқаулықтар өндіруші қондырғылары шығаратын реактивті қуатты басқару үшін электр энергия өндірушілеріне берілетін кез келген жедел нұсқаулықтарға қосымша болып табылады.
715. Кернеуді реттеу үшін қажетті ауыстырып қосу нұсқаулықтары келесіні мазмұндауы тиіс:
1) электржеткізудің әуелік және жер асты желілері үшін ауыстырып қосу тәртібі;
2) статикалық реакторлар мен қарымталаушыларды қосу және ажырату;
3) реактивтік қуаттың статикалық көздерінде ауыстырып қосулар тәртібі;
4) Трансформатордың тармақталу күйлерін өзгерту.
716. Жабдық және/не аппаратура жұмысының қалыпты қауіпсіз түзімін бұзатын немесе бұзуы мүмкін апаттық сигналдау іске қосылған сәтте ЖО қажетті іс-қимылды алдын ала қабылдауы және ауыстырып қосуды жүргізу жөнінде тиісті әмірлер беруі керек.
Егер мәселе әлеуетті мәселе шешілсе, ЖО жабдықты және/не аппаратураны қалыпты жұмыс түзіміне қайтару үшін қажетті нұсқаулар беруі тиіс.
717. Электр желісінде істен шығу кезіндегі ажыратудан соң зақымданған жабдық және\не аппаратура автоматты түрде қалыпты жұмыс түзіміне қайтарылады. Ұзақмерзімдік зақымдану жағдайында немесе жабдықтың автоматты қосылымы істемей қалған кезінде ЖО қорғаныш жұмысы мен жабдықтың апаттық ажыратуынан кейінгі ахуалын пысықтау шартымен жабдықтың және/немесе аппаратураның қалыпты жұмыс түзімін қалпына келтіру үшін қолымен ауыстырып қосуларды жүргізуі тиіс.
718. Ауа райы немесе қайсыбір басқа себептерге байланысты тізбектегі көптеген өтпелі зақымданулар кезінде ЖО шарттар өзгергенге дейін тізбекті мәжбүрлік токтан ажырату туралы шешім қабылдап, осы Ережелерге сай апаттық ажыратуға рұқсат бере алады.
719. Егер жұмыс не сынақтар жүргізу қажет кезінде жеткізуші жабдықты ажырату талап етілсе, онда бұл жағдайда қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау жөніндегі шаралар жүйесі іске енгізілуі тиіс.
720. Қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау жөніндегі шаралар жүйесі осы Ережелердегі 4-тараудың қауіпсіздік шараларын үйлестіру жөніндегі бөлімде көрсетілген жағдайлардан басқа жоғарыда көрсетілген шараға қатысқан ЖО немесе пайдаланушының құзыретіне жатқызылады. Бұл шаралар жүйесіне токтан ажыратуды, оқшаулау, жерлендіру және тиісті құжаттарды ресімдеуді кіргізетін төрт кезеңнен тұратын процесс кіреді. Осы шараны жүзеге асыру реті мынандай:
1) Электр қондырғысын ажырату электржелілік компанияның немесе тұтынушының ЖО-мен келісілуі және осы Ережелерге сай ЖО бекітілуі тиіс;
2) Егер электр энергиясын ажыратуы қажет субъект осы шараны бастауға әзір болса, ЖО тиісті жабдықты және/не аппаратураны токтан ажырату;
3) Егер ЖО шараға қатысатын субъект жабдық және/немесе аппаратура бірлігін токтан ажыратуды келіссе, онда ЖО субъектіден шығарылған жабдықты тек ажыратылған, оқшауланған және жерленген ахуалда қабылдайды;
4) ЖО электр желісінің тәсімінде жабдықтың және/немесе жөндеуде тұрған аппаратураның тиісті бірлігі басқа субъектінің балансына тапсырылды дегенді көрсету үшін белгі соғуы тиіс.
Тиісті жабдық және/не аппаратура сонан соң электр энергияның ажыратылуы қажет және жұмыс және/не сынақтарды жүргізу үшін іс-қимылға өзінің қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау жөніндегі шаралар жүйесін енгізетін субъектінің жауапкершілігінде болады.
Ескерту: 720-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
721. Жұмыс және/немесе сынақтар біткеннен кейін оларға қатысқан субъект қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау жөніндегі шаралар жүйесін ажыратылған жабдықтың және/не аппаратураның электр энергиясы көзіне қайталай қосылуы мүмкін жай-күйге қол жеткізген тұсқа дейін атқарады.
Мұнда келесі іс-әрекеттер орындалады:
1) Қатысушы субъект ЖО-ны бұрын шығарылған жабдық және/не аппаратура токтан ажыратылды және қоректену көзіне қайталап қосуға дайын деп хабарлауы тиіс;
2) ЖО және субъект жабдықты жұмысқа ендіруді келістіруі керек;
3) ЖО тиісті жабдық пен/не аппаратураны қайта қосу үшін ауыстырып қосуды жүргізу жөніндегі қажетті өкімдерді беруі тиіс.
722. ЖО негіздемелік және ұтымды нұсқаулар беретін оператор ретінде көрінеді, бірақ ауыстырып қосуды жүргізумен байланысты қауіпсіздік үшін жауапкершілік толымдығы электржелілік компанияға не тұтынушыға жүктеледі.
Электржелілік компанияға немесе тұтынушыға адамдардың, жабдық пен/не аппаратураның және энергожүйенің қауіпсіздігін қамтамасыз ететін қажетті шараларды қабылдау және қауіпсіздік техникасы мен еңбекті қорғау жөніндегі ережелерді ұстану міндеті жүктеледі.
723. Жабдық пен/не аппаратура ЖО-дың анық нұсқауы барда жегімнен шыға алады. Алайда, егер желіден ажырату адамдардың, жабдық пен/не аппаратураның қауіпсіздігіне байланысты себептерге немесе адамдардың қауіпсіздігіне яки қоршаған ортаны қорғауға байланысты мүмкінділі себептерге қарай жүргізу қажет болса, бұл жағдайда апаттық ажырату ЖО тарапынан айқын нұсқау жоқ кезде жүргізілуі мүмкін.
724. Апаттық ажырату қажет кезде жабдық пен/не аппаратураны кез келген жоғарыда көрсетілген себеппен энергожүйеден шеттету үшін субъект бұл туралы тез арада ЖО-ды хабардар етуі тиіс.
725. ЖО-дың рұқсатынсыз желіге апаттық қайта қосу ешқандай мән- жаймен рұқсат етілмейді.
726. Егер ауыстырып қосу кездерінде қате кетсе, қатысушы субъект бұл туралы тез арада ЖО-ға хабарлайды және апаттық ажыратулардан басқа ЖО-дан ары қарайғы әмірлерді алғанға дейін алдын ала ешқандай шара қабылдамайды.
ЖО осы жағдаятта талап етілетін барлық қажетті шараларды тез арада
727. ЖО ауыстырып қосу жөніндегі өкімдерді ЖО-ға және жеткізуші желінің басқа пайдаланушыларына келесі түрде беруі тиіс:
1) ЖО ауыстырып қосу жөніндегі өкімдерді басқа субъектіге стандарттық бекітілген нысанда береді;
2) егер ауыстырып қосу жөніндегі өкімдер ауызша нысанда берілсе, онда оны алатын субъект оларды жазып алады және оларды ЖО үшін қайталайды;
3) өкімді алған субъект ауыстырып қосу жөніндегі өкімдер өзіне қауіпсіздіктің бұзылуын не қауіпсіздіктің мүмкінділі бұзылуын ілестірмейтінін растауы тиіс;
4) егер бұл кезде қауіпсіздік бұзылса, өкім алған субъект осы туралы тез арада ЖО-ды хабарлауы және оған берілген ауыстырып қосу жөніндегі өкімдерді орындауды тоқтатуы керек;
5) егер ауыстырып қосу жөніндегі өкімдер өзіне қауіпсіздіктің бұзылуын не қауіпсіздіктің мүмкінділі бұзылуын ілестірмесе, өкім алған субъект оған берілген ауыстырып қосу жөніндегі өкімді кідіртпей атқаруы тиіс;
6) ауыстырып қосу жөніндегі өкімді орындағаннан кейін ұйғарымдар алған субъект бұл туралы тез арада ЖО-ға хабарлауы тиіс;
7) ұйғарымдарды алған ЖО және субъект бұл шараны тіркеуі және уақытты көрсете отырып сипаттауы тиіс.
728. ЖО-ның немесе жеткізуші желінің электр энергиясын тұтынушының басшылығы ЖО-мен не тұтынушымен арнайы тағайындалады және ЖО-мен ЖО-дан коммутация жөнінде өкім қабылдауға өкілеттенген қызметкерлер ретінде тіркелінеді. Осы қызметкерлер үшін пайдаланылатын өкілеттіктер беру шарасы ЖО-мен арнайы бекітілуі тиіс.
14-тарау. Жүктемені реттеу
729. Бұл тарау өндірім жалпы тұтынуды жабуға жеткіліксіз кездегі электржелілік компаниялардың, және тораптарды пайдаланылушылар ЭӨҰ-дың іс-қимылдарын реттейді, сондай-ақ өзіне ЖО-ға апаттар кезінде және/немесе жиілікті, кернеуді реттеу үшін әрі электр торабының кез келген бөлігінде жабдықтың артық жүктелімі кезінде барлық жүйені басқаруға мүмкіндік беретіндей жүктемені реттеу жөніндегі ережелерді кіргізеді.
Ескерту: 729-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
730. Бұл тарауда жүктемені шектеудің келесі әдістері қарастырылады:
1) Оның бөлігін ажырату арқылы жүктемені басқару;
2) Жиілік төмендеген кезде жүктемені автоматтық ажырату.
731. Оқыс және күтілмеген өндіру жоғалту не қуат импорты кезінде, сондай-ақ электржеткізулерде мәселе болған кезде желінің тұтастығын қорғау үшін жүктемені апаттық басқару қажеттілігі туындауы мүмкін. Мұндай басқаруға жиілік төмендеген кезде жүктемені лақтырудан /түсіруден/ және жүктемені қолымен апаттық ажыратудан тұратын амалдардың құрамдастырумен қол жеткізіледі. Жиіліктің төмендеуі кезінде жүктемені түсіру жөніндегі талаптар осы Ережелерде баяндалады.
732. Жүктемені реттеу мүмкіндігінше инфрақұрылым қызметінің, медицина мекемелерінің және т.с.с. негізгі жеткізілімшілері секілді басымдылы тұтынушыларына қолданылмайды, жауапкершілігі аздау тұтынушыларға қолданылады.
733. Осы бөлімнің ортақ міндетіне электр желісінің барлығында немесе бөлігінде жүктемені шектеу және жегу мәселелерінен қашуға не жеңілдетуге мүмкіндік жасайтын құралдарды беру жөніндегі шарттарды айқындау жатады.
734. Бұл бөлім келесі қатысушыларға таралады:
2) Электржелілік компаниялар;
3) Кернеуі 110кВ және одан жоғары желіге тура қосылған жүктеме
4) жүйені пайдаланушылар.
Ескерту: 734-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
735. Жүктемені басқару және жүктемені ажырату әдетте тұтынушының өз жүктемесінің үлесін энергожүйенің жүктемесін реттеу үшін пайдалануға келісім талабы кезінде 110 кВ-тық және ең кемі 5МВт жүктемеге ие электр желілерімен байланысты тұтынушыларға қолданылады.
736. Жүктеме тұтынушылары жиілікті реттеуді қамтамасыз ету үшін не шарт белгілеген басқа мақсаттар үшін шектелуі немесе ажыратылуы мүмкін.
Шартта ажырату реті, ажырату үшін қол жететін жүктеме шамасы, жүктелім төмендеуі мүмкін уақыт және хабарлаудың қажетті әрекет мерзімі.
737. Егер 110 кВ және одан жоғары электр желісіне қосылған жүктеме тұтынушысы өз жүктемесін апаттық жағдаятта қолдану мүмкіндігін ұсынады, ол ешқандай ақы төлеу көзделмеген ерікті келісім болып табылатын хабар беруі тиіс.
738. Өтініш жазбаша түрде әрбір жылдың желтоқсан айының соңында беріледі. Бұл өтініш жүктеме тұтынушысының келесі жылдың ішінде нұсқаулықтар хабарламада жазылған шамалар шегінде болатын шартымен жүктемені басқаруға қатысы бар нұсқаулықтарды атқаратынын растайды.
739. Өтініш келесі ақпаратты мазмұндауы тиіс:
1) жүктеме қысқаруының мүмкінділі шамасы;
2) хабарлама және оның тұтынушыға ұсынылатын мазмұны;
3) бұл қалай жиі қолданылуы мүмкін не рет саны немесе толық уақыт яки екі шарт та бір мезгілде;
4) егер қажет болса соның ішінде кез келген жағдайда жүктеме өзгерісі жүргізілетін уақыт бөлігі;
5) жоғарыда көрсетілген жүктемені басқару қайсыбір қосымша келісім бойынша мүмкінділі кез келген жағдаяттар.
740. 35 кВ-тық электр желісіне қосылған пайдаланушы тұтынушы қосылған тарқатушы желіні иеленетін электржелілік компанияда қолданылатын шараларға келісуі мүмкін. Электржелілік компания мұндай келісімді жүктеме тұтынушыларын реттеу және ажырату жөніндегі ТО-мен келісімнің құрамдас бөлігі ретінде пайдалануға қақылы.
741. Егер ЖО-ға не электржелілік компанияға электр энергиясын жеткізілім шарты бар тұтынушының жүктемесін басқаруды пайдалануды ұсынғысы келсе, ол ЖО-ды не электржелілік компанияны хабардар етеді. Бұл хабарлама ақы төлеу көзделмеген ерікті келісім болып табылады.
742. Өтініш ЖО-ға не электржелілік компанияға жазбаша түрде әрбір жылдың желтоқсан айының аяғында береді. Бұл өтініш жеткізілімші келесі жылдың ішінде нұсқаулықтар хабарламада жазылған шамалар шегінде деген шартымен жүктемені басқаруға қатысы бар Техникалық оператордың не электржелілік компанияның нұсқаулықтарын атқаратынын растайды.
743. Өтініш келесі ақпаратты мазмұндауы тиіс:
1) жүктеме ажыратылуының ұйғарынды шамасы;
2) ЖО-дың не электржелілік компанияның жеткізілімшіге ұсынатын хабарламасы мен оның мазмұны;
3) бұл қалай жиі қолданылуы мүмкін не рет саны немесе толық уақыт
4) егер қажет болса соның ішінде кез келген жағдайда жүктеме өзгерісі
5) жоғарыда көрсетілген жүктемені басқару қайсыбір қосымша келісім
744. Жүктеме пайдаланушыларын реттеу не ажырату шарттың немесе келісімнің бөлігі ретінде атқарылады және алдын ала келісіледі, сондықтан осындай басқаруды жүзеге асыру үшін ешқандай басқа ресми ескертпе хабарламалар талап етілмейді. Ажырату фактісі бойынша тұтынушыға ажырату себебі хабарланады.
745. Жиілік төмендеген кездегі автоматтық жиіліктік жүктемеден босату жүйесі бүкіл жүйедегі не оның жеке оқшауланған бөлігінде жиілік 49.00Гц-ке дейін түскен кезде жүйені қорғау үшін арналған. Мұндай жиіліктің төмендеуі энергияны өндіру мен тұтынатын қуат арасындағы баланстың болжанбаған уақиға не уақиғалар туындатқан едәуір бұзылуы салдарынан болуы мүмкін.
Осындай мән-жайларда жиілік төмендеген кездегі автоматтық жиіліктік жүктемеден босату жүйесі жүктемені бөліктер бойынша ажырату үшін атқарымдайтын болады.
746. Автоматтық жиіліктік жүктемеден босату жүйесіне 49.00Гц-тен
46.50Гц-ке дейін тағайыншалармен жалпы жүктеменің шамамен 60 пайызы қосылады. Автоматтық жиіліктік жүктеменің тағайыншамалары мен көлемдері бойынша шешімдерді ЖО қабылданады.
747. Тұтастай алғанда, егер мұндай ажыратылым тиянақты ескертумен және бұл Ережелердің осы тарауына сәйкес жүргізілсе, ажыратылым үшін бір тараптан да ешқандай өтелім төленбейді.
15-тарау. Болжанбаған жағдаяттарды жоспарлау
748. Бұл тарау жүйені электр стансасының мүмкіндіктерін және жүйенің жұмыс шектеулерін ескере отырып, қысқа мерзімде толық жүктемесін қалпына келтіру үшін толығымен не ішінара ажыратқаннан соң болжанбаған жағдаяттар мен қалпына келтіруге міндеттер мен жоспарларды жасау шараларын айқындайды.
749. Осы тараудың міндеті болып мыналар табылады:
1) Жүйенің құлауынан қорғаудың жақсартылған тетігіне қол жеткізу;
2) Жүйенің барлығы не бөлігінің ажыратылуы нәтижесінде толық токтан ажыратудан қалпына келтіру шараларын орындау;
3) Барлық қатысушы тараптармен келісілген қалпына келтіру жоспарларын қамтамасыз ету;
4) Егер жүйе бөлінген және оның жекелеген бөліктері өзара үндеспеген болса, жүйенің жаңадан үндестірілген бөліктері үшін талаптарды айқындау;
5) Басшылардың тәуліктің 24 сағаты ішінде апаттық жағдаяттағы орындалуға міндетті шешімдерді қабылдау үшін жедел араласуын қажет ететін не қажет етілуі мүмкін жүйенің нақтылы немесе әлеуетті салмақпен және кеңінен істен шығуын жоюға қатысатын яки қатыса алатын НО, ЖО, электржелілік компаниялар мен пайдаланушылардың жоғарғы басшылығын керекті байланыспен және шаралармен қамтамасыз ету.
750. Осы бөлім келесі тараптарға жатқызылады:
1) TO;
3) Электржелілік компаниялар;
4) 10кВ және 35кВ-тық желіге қосылған ЭӨҰ-н кіргізген ЭӨҰ;
5) 110кВ-тық және одан жоғары желіге тура қосылған жүктеме пайдаланушылары.
751. Кешенді тораптық жүйеде зақымданулар уақыттың қысқа мезгілінде кең ауқымдарды қамтуы мүмкін. Мұны кепілдеу үшін қорғаныштың тиімді шаралары, сондай-ақ қорғаныш жоспарын айқындау қажет.
752. ЖО энергожүйенің сенімді де тұрақты қосарлас жұмыс үшін жауапкершілікке ие және осыған қол жеткізуге мүмкіндік беретін қорғаныш жоспарын дайындауы тиіс. ЖО өзінің қорғаныш жоспарын электржелілік компаниялармен және өзге пайдаланушылармен үйлестіреді. Қорғаныш жоспарын барлық тараптар басшылыққа алады.
753. Қорғаныш жоспары мынаны кіргізеді:
1) қорғаныш жүйесінің қағидалары мен ұйымдастырылуы;
2) техникалық жабдыққа талаптар;
3) ЖО, электржелілік компаниялар мен өзге пайдаланушылар арасында міндеттерді айқын да бірмәнді жеткізу.
754. Реле қорғанышы (РҚ) мен апатқа қарсы автоматиканың (АА) сан алуан түрлері мен тұрпаттары үшін кескін құрылымы, іс-қимыл қағидалары, қолдану түзімдері, тағайыншамаларды таңдау нормативтік-техникалық құжаттар негізінде жасалады.
755. БЭЖ-нің сенімді атқарымданудың негізгі шарттарының біріне Қазақстан энергорыногы субъектілерінің электр қондырғылары мен жабдықтарында ЖО-мен келісілген көлемдерде осы Ережелер мен нормативтік құжаттардың талаптарына сәйкес атқарымданатын реле қорғанышы, түзімдік және апатқа қарсы автоматика құралдарының болуы жатады.
756. БЭЖ-дегі немесе оның жекелеген бөліктеріндегі апатқа қарсы автоматика мыналар үшін арналған:
1) апаттық жағдаяттардың ауқымын шектеу;
2) апаттық жағдаяттарды кезінде жою;
3) едәуір аумақта тұтынушылардың электрмен жабдықталуының бұзылуын ілестіретін жалпыжүйелік апаттардың алдын алу.
Автоматика автоматтық қайта қосуды (АҚҚ), автоматтық резервті енгізу (АРЕ), автоматтық қоздыруды реттеу, жиілік пен активті қуатты автоматтық реттеуді (ағынды автоматтық шектеумен бірге) кіргізе отырып, реле қорғанышымен және энергожүйедегі автоматтық басқарудың басқа құралдарымен өзара іс-әрекетте болады.
757. Апатқа қарсы автоматика (АА) жүйесі келесі атқарымдарды орындайтын жүйеліктерден тұрады:
1) орнықтылықтың бұзылуын автоматтық алдын алу (ОБАА);
2) асинхрондық түзімді автоматтық жою (АТАЖ);
3) кернеудің жоғарылауын автоматтық шектеу (КЖАШ);
4) кернеудің төмендеуін автоматтық шектеу (КТАШ);
5) жиіліктің төмендеуін автоматтық шектеу (ЖКАШ);
6) жиіліктің жоғарылауын автоматтық шектеу (ЖЖАШ);
7) автоматтық жабдық жүктемесін босату (АЖБ).
758. АА-ның әрбір апатқа қарсы басқарудың белгілі бір міндеттерін атқаратын жекелеген қарапайым не күрделі автоматикалардан не АА құрылғыларынан тұрады.
759. Қазақстан БЭЖ АА жүйесінің басқарымдық әсер етулеріне ведомстволық тиесілігіне және меншік нысанына қарамастан электржелілік пайдаланушылардың жабдығы мен электр қондырғылары тартылады.
760. Қазақстан не оның жекелеген аймақтарының БЭЖ-нің Ресейдің БЭЖ-мен немесе (және) Орталық Азияның БЭЖ-мен қосарлас жұмысының түзімінде Қазақстан БЭЖ АА шектесуші энергобірлестіктерде (Орал БЭЖ, Сібір БЭЖ, Орта Еділ БЭЖ, Орталық Азия БЭЖ) іске асырылатын басқарымдық әсер етулерді түзілдіре, сондай-ақ, өз кезегінде, шектесуші энергобірлестіктерде түзілген басқарымдық әсер етулерді атқара алады.
761. Генераторларды өшіру (ГӨ) басқарымдық әсер етулер ретінде ОБАА, АТАЖ, ЖЖАШ, АЖБ жүйеліктерінде қолданылады және ажыратылатын генераторлардың қуатымен сипатталады.
762. Жүктемені ажырату (ЖА) басқарымдық әсер етулер ретінде ОБАА, АТАЖ, ЖЖАШ, КТАШ, АЖБ жүйеліктерінде қолданылады және ажыратылатын Жүктемені ажырату АҚҚ-ға тыйым салумен және АҚҚ-ға рұқсат етілумен атқарылады.
763. Резервті енгізу жүйеліктердің басқарымдық әсер етулері ретінде былайша қолданылады:
1) ЖКАШ (жиіліктің төмендеуінің алдын алу және АЖБ-дің әрекетімен ажыратылған тұтынушылардың қосылуын тездету үшін);
2) ОБАА (ЖА-ға әсер етуін үйлестіре - апаттан соңғы түзімде статикалық орнықтылықтың нормативтік қорын қамтамасыз шарттары бойынша жүктеменің ажыратылу ұзақтығын кеміту үшін).
Резервті енгізу резервтегі гидрогенераторларды автоматтық іске қосумен не СК түзімінде жұмыс істейтін гидрогенераторларды активті түзімге ауыстырумен жүзеге асырылады.
764. Жүйені жеткізу (ЖБ) ОБАА, АТАЖ, ЖКАШ жүйеліктерінің басқарымдық әсер етулері ретінде қолданылады. Жүйені жеткізу желілерді ажыратумен не қосалқы станса шиналарын алдын ала таңдалған қималарда жеткізумен жүргізіледі.
ЖБ қималарын таңдау кезінде бөлім нүктелерін барынша кеміту және коммутацияланатын ажыратқыштардың саны, сондай-ақ жеткізуден кейінгі жүйенің бастапқы тәсімдері жұмысының сенімділігі ескерілуі тиіс.
765. Шунттаушы реакторларды ажырату ОБАА және КТАШ жүйеліктерінің басқарымдық әсер етулері ретінде қолданылады.
766. Шунттаушы реакторларды қосу КЖАШ жүйеліктерінің басқарымдық әсер етулері ретінде қолданылады.
767. Автоматтық жиіліктік жүктемеден босату (АЖБ) ЖО автоматтық жиіліктік жүктемеден босату стратегиясы үшін жауапкершілікке ие. Бұл келесі мәселелер бойынша шешімдер қабылдауды діттейді:
1) жиіліктің әрбір қадамында түсіру үшін жүктеменің жалпы көлемі;
2) жүктеме түсірілетін жиіліктер;
3) уақыт ұстамы, егер жиіліктің әрбір қадамы үшін белгіленсе;
4) Әрбір электржелілік компанияда әрбір жиілік кезіндегі ажырату үшін жүктеме көлемі.
768. ОБАА жүйелігі апаттық ұйтқулар кезінде орнықтылық бұзылуының алдын алу және апаттан кейінгі жағдайларда қамтылатын ауданның берілген қималарына статикалық орнықтылықтың нормативтік қорын қамтамасыз ету үшін арналған.
Қазақстанның БЭЖ-де ОБАА жүйелігі 1150-500-220кВ-тық негізгі желідегі алуан апаттық ұйтқулар кезінде апатқа қарсы басқару міндеттерін шешу жолымен Қазақстан БЭЖ-нің шектесуші энергобірлестіктермен (Ресей БЭЖ, Орталық Азия БЭЖ) қосаралас, Қазақстан БЭЖ-нің жекелеген энергоаудандарының өзара немесе шектесуші энергобірлестіктердің біреуімен жұмысының орнықтылығын сақтауды қамтамасыз ететін АА құрылғыларының жиынтығымен құралған.
Қазақстан БЭЖ-де ОБАА-ның басқарымдық әсер етулер ретінде мыналар қолданылады: генераторларды ажырату (ГА), жүктемені ажырату (ЖА), жүйені жеткізу (ЖБ), резервтік гидрогенераторларды енгізу (РГЕ), шунттаушы реакторларды ажырату.
769. АТАЖ жүйелігі асинхрондық түзімдердің (АТ) туындауын тіркейтін АА құрылғылар жиынтығын көрсетеді:
1) энергоаудан ішіндегі электр стансалар арасында;
2) БЭЖ-де не оның жекелеген бөліктерінде.
АТАЖ асинхрондық жүріс циклдерінің белгілі бір санын және әрбір циклдың (АТАЖ-дың негізгі, резервтік және қосымша құрылғылары) ұзақтығын бақылаумен АТ-н жоюды не болмаса АТАЖ-ды туындауының бастапқы кезеңінде тоқтатуды (ӘБА құрылғысы - "әлсіз байланыс" автоматикасы).
АТ-н жою қамтылған ауданның асинхрондық түзімінің кез келген қималары үшін әдетте ауданды осы қима бойынша үндессіз жұмыс істейтін бөліктерге жеткізу жолымен жүзеге асырылады.
770. Жекелеген жағдайларда жеткізу әрекетін атқару алдында қайта үндесу мақсатында АТАЖ-дың келесі басқарымдық әсер етулері қолданылады:
1) генераторларды өшіру (ГӨ) - қарастырылған ауданның артық бөлігінде;
2) жүктемені ажырату (ЖА) - тапшылық бөлігінде.
771. Қазақстан БЭЖ-де КЖАШ жүйелігі үлкен қашықтықтық ӘЖ-1150- 500кВ және кейбір ӘЖ-220кВ орнатылған жергілікті КЖА-ның жергілікті құрылғыларымен түзіледі.
КЖАШ бұл жоғарылау желінің біржақты ажыратылуымен, фазаның ажыратылуы, өткіннің үзілуімен туындаған кезде энергия жүйесінің электржабдығындағы кернеудің көтерілуін шектеу үшін қызмет етеді.
КЖАШ-дің басқарымдық әсер етулері ретінде мыналар қолданылады:
1) шунттаушы реакторларды қосу;
2) кернеудің көтерілуін тудырған желі ажыратылуы.
772. Қазақстан БЭЖ-дегі КТАШ 500кВ және 220кВ-тық тораптық қосалқы стансаларында орнатылған жергілікті КТА құрылғыларынан тұрады.
КТАШ арналымы - энерготораптардағы кернеудің жүктеменің орнықтылық шарттары бойынша лайықсыз мәндеріне дейін төмендеуінің және кернеу көшкінінің алдын алу.
Сонымен бірге, 500кВ желісіндегі КТА құрылғылары жүйеаралық байланыстардағы статикалық орнықтылықтың нормативтік қорын қамтамасыз ету үшін қызмет етеді.
КТА құрылғылары оның ұзақтығын ескере отырып, кернеуді төмендетуді бақылайды және басқарымдық әсер етулерді түзілдіреді:
1) КТА-500кВ - шунттаушы реакторларды ажырату;
2) КТА-220кВ - жанасымды 110-35кВ-тық желідегі жүктемені ажырату.
773. ЖТША жүйелігі қамтылатын ауданның тұтынушылары мен жабдығының мына жиіліктердегі жұмысының алдын алады:
1) 45 Гц-тен төмен;
2) 10сек-тан артық ішінде 46 Гц-тен төмен;
3) 20сек-тан артық ішінде 47 Гц-тен төмен;
4) 60сек-тан артық ішінде 48,5 Гц-тен төмен.
774. ЖТША мынаны атқарады:
1) автоматты жиіліктік резерв енгізу (АЖРЕ);
2) автоматты жиіліктік жүктеме босату (АЖБ);
3) үлкен жергілікті қуат тапшылықтары кезінде қосымша жүктеме босату;
4) жиілікті қалпына келтірген кезде ажыратылған тұтынушылардың қоректенуін қалпына келтіру (ЖАҚҚ);
5) теңдестірілген жүктемелі электр стансаларын немесе генераторларды бөліп шығару; электр стансалардың өз мұқтаждарын қоректендіруге генераторларды бөліп шығару.
ЖЖАШ жүйелігін құрайтын құрылғылар ЖЭМ турбиналарының автоматтары іске қосылуы мүмкін жиіліктің ұйғарынсыз көтерілуін алдын алу, сондай-ақ ЖЭС-дағы жиіліктің блоктардың жүктемесі ұйғарынды жүктемелердің аралық шектеріне ары кетпейтін мәндеріне дейін ұзақ көтерілуін шектеу үшін АЖШ құрылғылары жиіліктің көтерілуіне де, оның көтерілу жылдамдығына да селт ете және стансаның генераторларында жеке-дара да, тораптық қосалқы стансаларда да орнатыла алады (АЖШ-дің орталық құрылғылары).
ЖЖАШ-дің басқарымдық әсер етулері ретінде мыналар қолданылады:
1) Генераторларды ажырату;
2) Жүйені жеткізу.
775. Қазақстан БЭЖ-де АЖБ жүйелігі ток бойынша елеулі жүктемек кезінде оның зақымдануының алдын алу үшін жабдықты автоматтық жүктемеден босатуды қамтамасыз ететін жергілікті АА құрылғыларынан тұрады.
АЖБ жүйелігінің құрылғылары қорғалатын электр жабдықтағы (желідегі, трансформатордағы) токтың көтерілуіне тікелей селт етеді.
776. АЖБ-дың басқарымдық әсер етулері ретінде мыналар қолданылады:
1) генераторларды ажырату;
2) жүктемені ажырату;
3) артық жүктелінген жабдықты ажырату.
777. Электржелілік компаниялар электр желісі зақымданған кезде электр желісінің қорғанышын қамтамасыз етеді.
778. Реле қорғанышының жүйесі электр жүйесінің (электр қондырғының) қалған, зақымданбаған бөлігінен зақымданған элементті ажыратқыштардың көмегімен автоматтық ажыратуды қамтамасыз етеді; егер зақымдану электр жүйесінің жұмысын тікелей бұзбаса, реле қорғанышының тек сигналға әрекеті рұқсат етіледі.
779. Ажыратқыштар істен шыққан кездегі резервілеу құрылғылары (АШРҚ). 110:-1150 кВ-тық электр қондырғыларында ескеріледі, кернеулері 6:-35 кВ ЭҚ үшін АШРҚ нормативтік құжаттарда ескеріледі.
780. Электрқондырғының әрбір элементінде талғаулықты қамтамасыз ететін уақытымен элементтің кез келген телімінде зақымдануларды ажырататын қорғаныш көзделуі тиіс.
781. Резервтік қорғаныш.
Қорғаныштар не ажыратқыштар істен шыққан кезде шектесуші элементтердің әрекеті үшін ұзақ резервтік әрекетті қамтамасыз ету үшін арналған резервтік қорғанышты ескерген жөн.
Егер элементтің негізгі қорғаныш жүйесі абсолюттік талғаулыққа ие болса, онда осы элементте жергілікті де, алыстатылған да резервілік атқарымдарын орындайтын резервтік қорғаныш жүйесі орнатылуы тиіс.
782. Реле қорғанышы және автоматика (РҚА) құрылғылары мынаны қамтамасыз етуі тиіс:
1) сезгіштік - ҚТ-ды іздеп табу қабілеті;
2) шалт қимыл - зақымданған элементті электр желісінен ҚТ-дың зақымданушы әсер етуін, соның ішінде өндіруші қондырғылардың үндестігін жоғалтуын тезірек барынша азайту үшін ажырату қабілеті;
3) Талғаулық - қорғаныштың электр желісінен тек зақымданған элементті ажырату қабілеті;
4) Сенімділік - ішкі ҚТ-ды еңсере білу және оның жұмысы көзделмесе іске қосылмау қабілеті.
783. Қорғаныш жүйесі РҚ құрылғыларының әрекеттері мен ахуалдары туралы ақпаратты кіргізе қорғалатын электр жабдығының зақымданулары туралы ақпаратты жинау және талдау барысын жеңілдетуі тиіс.
784. Жаңа технологияны келесі басымдықтарға қол жеткізу үшін қолданған жөн:
1) РҚ құрылғыларының өзіндік бақылау мен өзіндік резервілеу мүмкіндіктерін ұлғайту;
2) РҚ құрылғыларының техникалық қызметтеуіне шығындарды азайту;
3) РҚ құрылғыларының энергия тұтынуын азайту;
4) РҚ құрылғыларының ауқымдарын және материал сыйымдылығын кеміту;
5) РҚ құрылғыларының электр энергиясын өндіруді, жеткізу және таратуды автоматты басқарудың біртұтас жүйелеріне қосу мүмкіндіктері.
785. Жаңа объектілерді енгізу және жүйедегілерді жаңғырту кезінде мынау ескерілуі тиіс:
1) қорғаныш (автоматика), апаттық оқиғаларды тіркегіш және зақымданған жерін (Қ.Т.) анықтағыш атқарымдарын қосарлайтын РҚ-тың қазіргі заманғы цифрлық бағдарламалы құрылғыларымен жарақтандыру;
2) РҚ құрылғыларын қашықтықтық технологиялық және апатқа қарсы басқарудың, ақпаратты, техникалық шамалардың - РҚ құрылғыларының тағайыншамалары мен әрекет қағидаларының тапсырмасын (өзгерістерін) жинау және талдаудың жаңадан жасалатын көп деңгейлі жүйелеріне кіріктіру.
786. 110:-1150 кВ-тық ӘЖ-нің қорғанышы бір құрылғы істен шыққан кезде (техқызметтеу, ақаулық және т.б.) осы ӘЖ-дегі қысқаша тұйықталу (Қ.Т.)
ең кемі екі құрылғымен жойылатындай атқарылады.
787. Бұл жағдайда екінші қорғаныш ретінде шектесуші жалғанымдар жағынан жырақтық резервілеуді егер ол қажетті шалт қимылмен және сезгіштікке ие болса қолданған орынды. Басқаша жағдайда 1150 кВ-тық ӘЖ және 220:-500 кВ- тық ӘЖ үшін жақын резервілеу шарттарын сақтай отырып қосарланушы қорғаныш атқарылуы тиіс.
788. 500-1150 кВ-тық желілер үшін негізгі ретінде егер орнықтылық ойластырулары бойынша мұндай талап алынып тасталмаса, қорғалатын телімнің кез келген нүктесінде Қ.Т. болған кезде кідіріссіз істейтін қорғаныш ескерілуі тиіс.
789. Кернеуі 110-220 кВ-тық желілер үшін негізгі қорғаныш үлгісі туралы, соның ішінде қорғалатын телімнің кез келген нүктесінде Қ.Т. болған кезде кідіріссіз істейтін қорғанышты қолдану туралы мәселе ең алдымен орнықтылықты сақтау талабын ескере отырып шешілуі тиіс.
790. 500:-1150кВ-тық желілер үшін қорғаныш жабдығы мен бір фазалы автоматтық қайта қосу құрылғысының (БАҚҚ) өлшеуіш органдары желі жұмысының барлық жағдайларында олардың қалыпты атқарымдануын қамтамасыз ететіндей арнайы жасалуы тиіс.
791. Егер негізгіге жоғарыжиіліктік қорғанышы (Ж.Ж. қорғанышы) не бойлықтық саралау қорғанышы қабылданса, онда резервтік ретінде мынаны
1) көпфазалы Қ.Т.-дан әдетте қашықтықтық, басым түрде үшбасқыштық;
2) жерге тұйықталудан - басқыштық токтық бағытталған не нөлдік дәйектемелі бағытталмаған қорғаныштар, сондай-ақ қашықтықтық қорғаныштар.
792. 500:-1150 кВ-тық желілерде, сондай-ақ 220 кВ-тық жауапты желілерде толымсыз фазалық түзімнен қорғаныш ескерілуі тиіс.
793. Бүкіл ӘЖ зақымданған жерді анықтау үшін аспаптармен жарақтануы керек.
ӘЖ-де апатқа дейінгі түзімді жаза және оқиғалардың дәйектілігін, соның ішінде реле қорғанышы мен автоматика құрылғыларының іске қосылуын тіркей отырып. ҚТ кезіндегі өтпелі процестерді цифрлық тіркеу жүзеге асырылуы
794. Алуан сыныптық кернеудегі желілердің резервтік қорғаныштарының сенімділігін арттыру және келісім талаптарын жақсарту үшін автотрансформатордың (АТ) саралау қорғаныштары екі жинақталымнан орнатылуы тиіс. Көрсетілген қорғаныш жиынтықтары жақын резервілеу қағидаларын сақтай отырып қосылуы керек.
795. АТ-дың резервтік қорғаныштары қосарлаушылықтың орнына алыс резервілеуді қолданған кезде шектесуші ӘЖ-дің қорғаныштарын толыққанды алыс резервілеуін қамтамасыз етуі тиіс.
796. АТ-дың ішкі зақымдануларынан қорғаныштар өрт сөндіру құрылғыларын іске қосуды қамтамасыз етуі қажет. Осы санаттағы барлық трансформаторларда оқиғалардың дәйектілігін тіркегіш орнатылуы тиіс.
797. Алуан сыныптық кернеудегі желілердің резервтік қорғаныштарының сенімділігін арттыру, динамикалық орнықтылық бұзылуларының алдын алу және келісім талаптарын жақсарту үшін 500 және 1150 кВ-тық тарқатушы құрылғылардағы (ТҚ) жинамалы шиналардың екі жиынтықтық саралау қорғаныштарын орнату ұсынылады.
798. ҚС-ның шинажалғағыш не секциялық ажыратқыштары бар 10:-220 кВ-тық жинамалы шиналары үшін шинажалғағыш ажыратқыштарында (ШЖА)
мен секциялық ажыратқыштарда (СА) жекелеген секциялық қорғаныштарды егер осы бөлек қорғаныштардың әрекеттері динамикалық орнықтылықтың талаптарын қанағаттандыратын болса қоса отырып, шиналардың бір жинақтамалық саралау қорғаныштарын орнату рұқсат етіледі.
799. Ажыратқыштардың істен шығуын резервілеу құрылғылары шектесуші ажыратқыштарды олардың автоматтық қайта қосуына тыйым салумен әсер етуі тиіс. АШРҚ тәсімдері олардың шектесуші жалғанымдарды ажыратуға кездейсоқ іске қосылуының алдын алатындай атқарылуы керек.
800. Мемлекетаралық және жүйеаралық желілердегі РҚ құрылғыларының тағайыншамалары әрбір тараппен дербес таңдалады және өзара келісіледі. Мұнда егер үшінші жақтың РҚ құрылғыларының тағайыншамаларына тиісілсе, онда келісім осы үшінші жаққа да таралуы тиіс. Тағайыншамаларды дұрыс таңдаудың негізгі жауапкершілігіне тағайыншамаларды таңдайтын тарап ие болады. ЖО Қазақстан БЭЖ-нің жеткізуші желісіндегі реле қорғанышының тағайыншамаларын дұрыс таңдау үшін оның жедел басқаруындағы реле қорғанышы құрылғылары бөлігінде қамтамасыз етеді.
801. РҚ-ның тағайыншамаларын таңдау және келістіру кезінде оларға негізгі талаптар сақталуы тиіс, соның ішінде:
1) ҚТ туындаған кезінде кез келген түрдегі желі элементінің екі жағынын тез де сенімді ажыратуды қамтамасыз ету;
2) қалыпты, жөндеулік және апаттан кейінгі жұмыс түзімдерінде артық ажыратуларсыз электр желісінің барлық элементтері бойынша ұйғарынды қуат ағынын қамтамасыз ету;
3) істен шыққан қорғаныштардың немесе ажыратқыштың резервілеуін
4) ҚТ-ды ажыратқаннан соң ажыратқыштарды автоматтық қайта қосуды (АҚҚ) ӘЖ-нің екі жағынан АҚҚ-ға рұқсат ететін қорғаныштардың әрекетімен
5) қабылданған жегу түзімдерінде динамикалық орнықтылықты
802. РҚ құрылғыларының тағайыншамаларын таңдауды және келістіруді әрі желідегі жекелеген элементтің РҚ тағайыншамаларын өзгертуді мына кездерде атқару қажет:
1) жегімге жаңа желілерді, электр стансаларын, қосалқы стансаларын және т.с.с. енгізгенде;
2) РҚ құрылғыларын жаңартқанда;
3) қалыптық жүйелік түзімдердің және желі тәсімі кескіндерінің жұмысы бұзылған кезде.
Жоғарыда көрсетілген қағидалардан ауытқулар осы тағайыншамаларды таңдау мен келістіруге қатысқан ұйымдар басшылығымен бекітіледі.
803. Тағайыншамаларды таңдау қағидалары нормативтік-техникалық құжаттарға сәйкес болуы тиіс. Қағидалардан ауытқулар айрықша жағдайларда рұқсат етіледі. Электр жеткізу жүйесі үшін ЖО тағайыншамалардың кез келген өзгерістерін келісімдеуді қамтамасыз етеді.
804. РҚ-ның барлық жүйелері іс-қимылдағы ережелер мен техникалық қызметтеудің нормалары негізінде жүргізілетін реттілі сынақтар мен техникалық қызметтеуден өтуі тиіс.
805. Реле қорғанышының тағайыншамалары немесе қорғаныш жүйесімен байланысты өзге мәселелер қатысында туындаған кез келген кереғарлықтарды нормативтік құжаттарға сәйкес жүргізіледі.
806. Қазақстан БЭЖ-нің алуан апаттық жағдаяттар кезіндегі қызметкерлердің қолмен істейтін операциялары ЖО бекітетін "Қазақстан БЭЖ- нің 220-500-1150 кВ-тық желісінде апаттардың алдын алу, өршітпеу және жою жөніндегі Нұсқаулығы" (ары қарай - Нұсқаулық) негізінде реттелімденеді.
807. Нұсқаулықта әртүрлі нұсқаулармен қатар электр стансалар мен қосалқы стансалардың жедел жұмыскерлерінің қолымен жасайтын әрекеттерінің реті мен шарттары мыналармен байланысты айқындалған:
1) жиіліктің жоғарылауымен;
2) жиіліктің төмендеуімен;
3) кернеудің жоғарылауымен;
4) кернеудің төмендеуімен;
5) аймақаралық және аймақтық байланыстардың артық жүктемесімен;
6) асинхрондық түзім мен синхрондық тербеулердің туындауымен;
7) Қазақстан БЭЖ-нің бөлінуімен;
8) 220-500-1150 кВ-тық ӘЖ-нің зақымдануымен және ажыратылуымен;
9) өндіруші қуаттың елеулі бөлігінің жоғалуымен;
10) ажыратқыштар мен айырғыштардың зақымдануымен;
11) РҚ және АА құрылғыларының ақауларымен және істен шығуларымен.
808. Осы Нұсқаулық негізінде энергорынок субъектілері өз энергообъектілерінің жедел қызметкерлері үшін апаттарды жою жөнінде жергілікті Нұсқаулықтарды жасақтауы тиіс.
809. Толық өшіру - БЭЖ-де барлық өндірім тоқтатылып, ешқандай электр қоректендіру болмайтын жағдаят. Осындай мән-жайларда ЖО-дың басшылығынсыз (ұйғарымынсыз) электр желісі атқарымының түзімін автоматтық қалпына келтіру мүмкін емес.
810. Ішінара өшірілу - бұл БЭЖ-нің жекелеген бөлігінде электр энергиясын өндіруді толық тоқтату.
811. Толық токтан ажырату не ішінара токтан ажырату ішінде және ары қарайғы қалпына келтіру ішінде осы Ережелерде немесе БЭЖ үшін сенімділік стандарттарында баяндалған сенімділіктің қалыпты стандарттары қолданыла алмайды. Толық өшіру кезінде нарықтық шаралар орындалуы мүмкін және ЖО- дың шешімі бойынша қайта жандануы мүмкін. Ішінара токтан ажырату кезінде қалыпты нарықтық шаралар мыналармен байланысты өшірілген және ЖО-дың шешімі бойынша қайта жандана алатын бөлігінде қолданылмайды. Қажет жағдайда ЖО токтан ажыратылмаған электр желісінің басқа бөліктерінде нарықтық шаралардың тежелуі туралы шешім қабылдайды.
Кейбір гидроэлектр стансалары мен өндіруші қондырғылар ЖО-да токтан ажыратылғаннан кейін сыртқы электрлік қоректендіру көзінсіз іске қосылу қабілетіне ие ретінде тіркеледі.
812. Токтан толық ажырату кезінде ЖО БЭЖ-нің барлық компанияларына және пайдаланушыларға толық ажырату болады және ЖО қара стартты жүзеге асыруға, сондай-ақ "нольден бұрылудың" басталуы туралы хабарлайды.
Ішінара токтан ажырату жағдайында ЖО электр желісінің токтан ажыратылған барлық компаниялары мен пайдаланушыларына электр желісінің осы бөлігі токтан ажыратылды деп және ЖО "нольден бұрылуды" жүзеге асыруға ниет етіп отырғанын, сондай-ақ электр желісінің токтан ажыратылған бөлігі үшін "нольден бұрылудың" басталуы туралы хабарлайды.
813. "Нольден бұрылу" - электр желісін Біртұтас электр энергетикалық жүйе ретінде қысқа мерзімде қалпына келтіру. Ішінара токтан ажырату кезінде "нольден бұрылу" шарасы толық ажырату үшін осыған ұқсас шара секілді, тек бұл біртұтас электр энергетикалық жүйенің бөлігі үшін қолданылады. Ішінара токтан ажырату БЭЖ-нің токтан ажыратылған жүйесін ғана қозғамайтын жәйтін қаперге алу маңызды.
Қалпына келтіру шарасы қалыпты атқарымдануын белгіленген тәртіпте сақтаған электр желісінің бөлігінен кернеуді беру деп бастауы тиіс.
Гидроэлектр стансалары олардың Қазақстан БЭЖ ОДБ-да тіркелінген қызмет көрсетулерін атқару үшін "нольден бұрылуды" қамтамасыз етуге дайын болуы және жарақталынуы тиіс. Бұл гидроэлектр стансалары кернеуді тез де тиімді беріп және Қазақстан БЭЖ-не электр желісін қосу барлық электр желісі бойынша айқындалуы тиіс. Гидроэлектр стансалары электр қорегінің негізгі де, қосалқы да көздері бола алады. Соңғы жағдайда күштемелі қондырғы кішірек еншілес күштемелі қондырғыны қоректендіру көзі ретінде қолдана отырып жұмыс істей бастайды.
Толық токтан ажырату немесе ішінара токтан ажыратудан кейінгі қалпына келу - бұл кейбір дәрежеге дейін анықталмаған шаралар кешені, сондықтан да "нольден бұрылудың" жіліктелген жоспары (тәсімі) иеліктегі гидроэлектр стансаларын қолдану мен жайғастыруға, олардың жегімдік сипаттамалары мен реттемелік аралығына, сондай-ақ электр желісінің жегімдік сипаттамаларына жеткілікті түрде икемді болуы тиіс. "Нольден бұрылу" шарасын жасақтау және жүзеге асыруға жауапты ЖО болып табылады.
ЭКС субъектілері "нольден бұрылу" шараларын іске асыру үшін электр стансаларының жүктемесін көтеру, тұтынушыларды шектеу (ажырату), электр желісінің тәсімін өзгерту жөніндегі ЖО-ның барлық ұйғарымдарын орындауы
814. Басқару үдерісінің барлық баспалдақтарында қаперге келесілер алынуы тиіс:
1) иелік өндіруші қуат электртұтынудан артық не оған сәйкес келетініне және тұтынушыны әрбір қосқан сайын электртұтыну қуат резервтерінің қажетті көтерілуін қамтамасыз ететініне көз жеткізуі керек;
2) жиілікті ұстап тұру үшін электр стансаларында реттеудің жеткілікті аралығы қамтамасыз етілуі тиіс;
3) желілік кернеуді жұмыс шектерінде басқару;
4) жылу электр стансалары реттегіштерінің пара-парлық іс-әрекетін
5) электр тұтынуды қалпына келтіруді қаншалықты мүмкін болғанша барынша тез де сенімді жүргізу.
815. "Нольден бұрылудың" тұтқалық кезеңдері мынадай:
1) электр желісінің тәсімін, электр стансаның негізгі жабдығының ахуалын білу;
2) қалпына келтіру жолдарын дайындау;
3) "нольден бұрылу" және кернеуді негізгі мен қосалқы электр стансаларынан беру;
4) әрбір кезең үшін желінің барынша сенімді де орнықты электр тәсімін жасау;
5) электр стансаларын үндестіру және ең ақыр аяғы - біртұтас электр тәсімін қалпына келтіру;
6) электр стансаларын үндестіру және ең ақыр аяғы біртұтас электр жүйесін қалпына келтіру;
7) электр тұтынуды толық қалпына келтіру.
Кезеңдердің кезегін өзгерту үшін "нольден бұрылу" бойынша шаралар жеткілікті түрде икемді болуы тиіс.
816. "Нольден бұрылу" жоспары (тәсім).
"Нольден бұрылу" үшін шара көрсетіледі, Қазақстан БЭЖ ОДБ Жоспарда (тәсімде) дүркін-дүркін жаңартады. Жоспарда (тәсім) ең аз дегенде келесі мазмұндалуы тиіс:
1) негізгі күштемелі қондырғылардың "нольден бұрылуға" тән өндіргіш күш шараларымен тізімі;
2) қосалқы күштемелі қондырғылардың "нольден бұрылуға" тән өндіргіш күш шараларымен тізімі, іске қосқан кезде олардың электр қорегін қамтамасыз ететін күштемелі қондырғының атауы;
3) шетіндік пайдаланушылардың атом электр стансаларын қосқандағы тізімі;
4) апаттық телефон нөмірлерінің жіліктелген тізімі;
5) тікелей (шұғыл) іске қосылуын тексеру тізімі, олар былайша атқарылуы тиіс.
"Нольден бұрылу" жоспарын ЖО қамтамасыз етеді. Электр стансасы "нольден бұрылудың" біртұтас жоспарына және "нольден бұрылудың" жергілікті жоспарларына ие болуы тиіс. "Нольден бұрылудың" біртұтас жоспары мен "нольден бұрылудың" жергілікті жоспарлары Қазақстан БЭЖ ОДБ-мен, ӨЭК-мен, өндіруші компаниямен және тиісті АДО-мен бірлесе жасалады.
Күштемелі қондырғының жеке-дара жоспарларынан (тәсімдерінен)
басқа осы жоспарларды (тәсімдерді) жасауды және үйлестіруді ЖО қамтамасыз етеді. Барлық жоспарлар жыл сайын қайта қаралуы, жаңартылуы тиіс және егер де қажет болса БЭЖ-не тартылған барлық тараптарға қарағаны жөн.
817. ЖО-ның диспетчерлік орталықтарында мынаны қарастыратын "нольден бұрылудың" бағдарламалары мен тәсімдері жасақталуы тиіс:
1) БЭЖ-н кері бұру үшін энергия көздерін, соның ішінде қосалқыларын айқындау;
2) кернеуді беру тәсімі мен электр желісіндегі қажетті ауыстырып қосулар;
3) электр стансалары мен тұтынушылардың электрмен жабдықтау тәсімдерін қалпына келтіру тәртібі;
4) электр стансалардың қосалқы және негізгі жабдықтарын іске қосу үшін іске қостыратын қазандықтар мен дизель электр стансаларын кері бұру;
5) кернеуді токтан ажыратылған аудандарға берген кезде асқын жүктемеге немесе кернеудің ұйғарынсыз деңгейлерге дейін көтерілуіне жол бермеу үшін желіні алдын ала бөлшектеуді қарастыру;
6) жағдаят тұрақтанып, электр стансасының кері бұрылуына қарай ЭКС субъектілерін "нольден бұрылу" барысы мен ЖО-ның қалыпты жұмысты нарықтық қатынастарды кіргізе отырып жандандыру жөніндегі көздемелері туралы хабардар ету қажет.
818. Электр стансаның "нольден бұрылуға" әзірлігін іс жүзінде күтілетін және шынайы жай-күйде өткізілуі тиістілерге барынша жақын шарттармен жүргізеді. Кезінде жергілікті ішінара тексерулер болып табылады. Бұл шаралар электр стансаларының сыртқы қоректену көзінсіз кері бұрылуын және электр стансасының, қосалқы стансалардың, байланыс жүйесінің және басқарудың тексерілуін кіргізуі тиіс.
819. Байланыс, телеөлшеулер мен телесигналдау құралдары толық токтан ажыратудан соң энергожүйе жұмыс түзімін қалпына келтіру үшін негіз болып табылады. Байланыстың барлық тіршілік құралдарының, үшінші тұлғалардан электрмен қамтамасыз етілгендерін қоса отырып электрмен қоректендірудің толық жоғалуынан кейін ең болмағанда 24 сағат атқарымдануы тиіс. Кейбір басқарудың тұтқалы объектілері (басқару орталықтары) электрмен қоректену жоғалған соң жұмыстың ұзағырақ мерзімін талап ету мүмкін.
Басқару жүйелері сондай-ақ электр қоректенудің жоғалуымен үлгіленген апат жағдайында жыл сайын сынақтан өтуі тиіс.
820. Кадрларды даярлау және нұсқаунамалар.
Электр желісін қалпына келтіру үдерісіне тартылған жұмыскерлер қалпына келтірудің жолдарын іс жүзінде жүзеге асыруға дүркін-дүркін оқытылып- үйретілуі тиіс. Энергожүйенің үлгілемелік құрылғылары және столдағы машықтанулар жаттығу кезінде қолданылуы тиіс.
821. БЭЖ-нің (энерготораптың, электрқондырғысының) бөліктері бір- бірімен үндестіктен шыққан, бірақ толық не ішінара ажырату жоқ жерлерде ЭКС субъектілеріне қысқа мерзімнің ішінде қалыпты жұмысқа жету үшін өндіруді және /немесе электрмен жабдықтауды дербес реттеуге ЖО рұқсат бере алады. ЖО үндестік орын алған кезде пайдаланушыларға хабар беруі керек. Гидроэлектр стансалары байланысқан электр желісінің бөлігі электр желісінің қалған бөлігінен бөлінген және электр желісінің қалған бөлігімен үндесу құрылғыларының жоқ мән-жайларында энергообъектілердің жедел қызметкерлері ЖО-ның нұсқаулары бойынша әрекет жасауы тиіс.
822. ЖО-ның барлық басқару орталықтары электрмен жабдықтаудың стандарттық сапалары кезінде қажетті сенімділікпен жұмыс істеуге қабілетті болуы тиіс. Басқару орталықтарының біреуі не көп мөлшері айрықша мән- жайлардан жарамсыз болған жағдайда басқару орталықтарымен байланысы жоғалған кездегі басқару орталығының атқарымдарын дублерлерге тапсыра отырып іс-қимыл жоспары (тәсімі) іске кіріседі. Алдын ала Қазақстан БЭЖ-дегі барлық басқару буындарының дублерлеріне жұмысты құжатпен бекіту қажет.
823. Басқару орталығы дағдарысқа ұшыраған кезде іс-қимыл жоспарын ЖО әзірлеуі тиіс және оған ең кемі мыналар кіру керек:
1) тапсырыс атқарымдарын басқару орталығынан орындалуын қамтамасыз ету үшін апаттық байланыстардың болуы;
2) дублерлердің жедел қызметкерлер тізімі;
3) басқару атқарымын тапсыру үшін жіліктелген шаралар.
Басқару орталығының дағдарысы кезінде іс-қимыл Жоспарын ОДБ мен АДО жүзеге асырады.
Осыған ұқсас жоспар олардың диспетчерлік бекеттерінің жоғалымдарын жабу үшін дублерлер ретінде электржелілік компаниялардағы ДО-н тарта отырып, АДО даярлауы тиіс.
824. Басқару орталығы дағдарысқа ұшыраған кездегі іс-қимыл жоспары қажетті аппаратқа кез келген жерде қол жеткізілетінін және жұмыскерлер өздеріне тапсырылған міндеттерді атқару үшін толық үйретілгенін кепілдейтін, тіршілік қабілетін айғақтайтын жыл сайын шынайы түзімде толық не ішінара тексеріліп тұруы тиіс.
825. Жойылатын жүйелік апат - бір тараптың электр қондырғыларындағы оқиға, ол ЖО пікірінше, басқа тараптың электр қондырғысына салмақты және/не кең таралған әсерге ие болады немесе болуы мүмкін. Бір тараптың электр қондырғысындағы апат басқа тараптың қондырғысына әсер ете алмаса, мұндай апат жүйелі апат болып табылмайды.
826. Әрбір пайдаланушы ОДБ-мен және жергілікті электржелілік компаниялармен жазбаша түрде телефон нөмірлерімен алмасады, онда ұйымдар атынан шешім шығаруға өкілетті және тәуліктің 24 сағаты ішінде байланысқа шыға алатын басқарма өкілдері бар.
Жаңа пайдаланушылар телефон нөмірлері олар байланыс шартына қол қойған кезде қамтамасыз етіледі. Нөмірлер мазмұндалған ақпараттың өзгеруіне қарай жазбаша түрде берілуі тиіс.
827. Бұзылу туындаған кезде мынаны атқару қажет:
1) егер бұзылу пайдаланушының электрқондырғысында туындаса, бұл туралы ЖО мен электржелілік компаниялар кез келген басқа пайдаланушылармен бірге хабарлануы тиіс;
2) егер бұл электржелілік компанияның электр қондырғысында болса, электр желілік компания осы туралы ЖО мен барлық пайдаланушыларды хабардар етеді;
3) егер де бұзылуды алдымен ЖО тапса, онда ЖО бұл туралы электржелілік компаниялар мен пайдаланушыларға хабарлайды.
828. Электржелілік компанияны не пайдаланушыны бұзылудың орын алғаны туралы хабардар болған соң ЖО егер қажет болса телефонмен қосымша ақпаратты беруі тиіс.
Бұзылу туралы хабарлама берілген кезде ЖО бұзылудың шын мәнісінде орын алғаны мен жүйелі апат болғанын айқындауы тиіс және егер осылай болса ЖО жүйелік апаттың себептерін анықтап, оны жоюға кірісе алады.
ЖО тез арада барлық электржелілік компаниялар мен бүкіл жергілікті пайдаланушыларды жүйелік апат туралы хабардар етеді.
Апаттың себебі тағайындалған тұсынан аймақтық басқару орталықтарының диспетчерлері арасындағы байланыс жүйесі ОДБ диспетчеріне оның талабы бойынша берілуі тиіс.
829. Қазақстан БЭЖ-де оны ЖО-дан тәуелсіз себептер бойынша оқшау жұмысқа шығуына байланысты Екібастұз ауданында өндірілетін едәуір қуаты жоғалған кезде ауыр апаттың болуы мүмкін, мұнда мыналардың болуы ғажап емес:
1) жиілік тасқынының туындауы;
2) орнықтылықтың бұзылуы;
3) аймақтық электр стансалары мен энерготораптарының теңдестірілген жүктемелі жиіліктік жеткізу автоматика әрекетімен жеке жұмысқа шығуы, БЭЖ- нің бейүндестік түзімді жою автоматикасының іс-қимылымен бөліктерге бөлінуі;
4) жиіліктік жеткізу автоматикасымен жарақтанбаған электр стансаларының толық тоқтатылуы;
Ұлттық желіден қоректенетін тұтынушылардың негізгі бөлігін өшіру.
830. Апаттық жағдаят туындаған сәтте ЖО:
1) тоқтаған электр стансаларының барлық тікелей тұтынушыларына жүйедегі апат туралы және оларға электр энергияның жеткізілімдеуінің толық тоқтатылғаны туралы тез арада хабарлайды.
Жүйедегі апат туралы хабар алған әрбір тұтынушы электржабдықтауды тоқтатудың ауыр салдарларынан құтылу үшін жегімді жүзеге асыратын өз қызметкерлерін ескертуге барлық қажетті шараларды қабылдауы тиіс.
2) Әмір береді:
- блоктық электр стансаларына энергоблок генераторлары ажыратқыштарының ажыраған күйін тексеру, өзіндік мұқтажды қоректендіруді тексеру туралы;
- Электр стансасынан шығатын барлық аймақаралық және түпкірлік 110- 220-500 кВ-тық ӘЖ ажыратылсын;
- Шығыс аймағының ГЭС-нен 220 кВ-тық ӘЖ бойынша кернеуді қабылдау тәсімі әзірленсін;
- Өзіндік мұқтажды қоректендіруді сақтау кезінде - энергоблоктарды кері бұруға кірісу;
3) ГЭС-те кемінде 300 МВт-тық айналмалы резерв жасау үшін қосымша ГГ қосылсын және 220 кВ-тық ӘЖ бойынша блоктық электр стансалардың шиналарына олардың өзіндік мұқтаждарын қоректендіру үшін кернеу берілсін;
4) Бір мезетте көршілес мемлекеттер энергожүйелерінің диспетчерлеріне өшірілген тұтынушыларды электрмен жабдықтау жөнінде көмек көрсету туралы сұрау салу;
5) Кернеуді қабылдау үшін 220 және 500 кВ-тық өшірілген қосалқы стансалардан тармақталатын 220 және 500 кВ-тық ӘЖ-н ажырату туралы ЖО, РЭПО; ЭЖТ диспетчерлеріне өкім беру;
6) Блоктық электр стансаларында жүктемені жинауға қарай аймақаралық ӘЖ бойынша жиілік пен қуат ағындарын бақылай отырып, өшірілген аудандарға кернеу беру;
7) Көршілес мемлекеттердің энергожүйелерінен кернеуді беру қоректендіру желісінде кернеу мен жүктеме деңгейлерін бақылай отырып, ең алдымен жауапты тұтынушыларды (шахталар, қазандықтар, сумен жабдықтау)
біртіндеп қоса 220 және 500 кВ-тық желілерді қосумен атқарылсын;
8) Кезең-кезеңмен, қысқауақыттық өшірілу туралы ескерте отырып, көршілес мемлекеттердің энергожүйелерінен қорек алған Қазақстан БЭЖ тұтынушыларының жүктемесін келісім-шарттық энергокөздерінен қоректенуге көшіру;
9) БЭЖ-нің жекелеген бөліктерін үндестіру және аймақтық электр стансалары мен энерготораптарды қосарлас жұмысқа қосу.
220 кВ-тық барлық шунттаушы байланыстарды тұйықтау.
Электр стансалар жұмысының түзімін қалпына келтіруге қарай электр энергия жеткізілімдеулерін келісім-шарттық энергокөздерден тәуліктік кестеге сай қамтамасыз ету.
16-тарау. Жұмыс және/немесе оқиғалар туралы ақпарат алмасу
831. Осы тарау электр желісіне қосылған тараптарға келесі талаптарды айқындайды:
1) Жүйе жұмысына және/не оқиғаларға жатқызылатын, оның жұмысына әсер ететін не әсер етуге қабілетті ақпаратпен алмасу;
2) Жазбаша есептерді, әсіресе егер қажет болса алдымен ЖО-ға және /немесе электржелілік компанияға жазбаша түрде баяндаған маңызды оқиғалардың толық сыпаттамасын даярлау;
3) Осындай оқиғаларды бірлесе зерттеу тетіктері.
832. Жұмыспен және/немесе оқиғамен байланысты осы тараудың міндеттері мыналар:
1) Ақпарат алмасумен қамтамасыз ету;
2) Жүйе жұмысы және/немесе оқиға барысында туындайтын мүмкінділі тәуекелдерді бағалау;
3) Жүйенің тұтастығын сақтау мақсатында тиісті тараптың қажетті әрекеттерді атқаруын растау;
4) Оқиғадан соң зерттеу жүргізу.
833. Бұл тарау келесі қатысушыларға таралады:
3) Электржелілік компания;
4) ЭЖҰ, тарқатушы желіге жалғанған өндіруші қондырғыларымен бірге ЭЖҰ-н кіргізе отырып;
5) қосылым нүктесінде ең жоғары жүктемелі [5мВ] және одан жоғары тұтынушыларды.
834. Бұл тарау апатты бағалау және қарастыру үшін ашық әрі дер кезіндегі ақпарат алмасуды мыналарға қол жеткізу үшін қамтамасыз ететін талаптарды белгілейді:
1) Қарастыруға қажет оқиға туралы толымды ақпарат алу;
2) Кез келген мүмкінділі оқиғаны және сонымен байланысты тәуекелдерді бағалауды жеңілдету және оның алдын алу үшін керекті шараларды қабылдауға мүмкіндік беру немесе оның туындауынан болатын теріс салдарларды азайту;
3) Ақпаратты қажетті саралаудың деңгейін белгілеу;
4) Оқиға туралы жазбаша хабарды қамтамасыз ету;
5) Ірі бұзылулар туралы ақпарат хабарлаудың тәртібін белгілеу;
6) Бірлесе зерттеу ретін белгілеу;
7) Ақпараттың құпиялығы мен мүмкінділігінің қажетті межелерін белгілеу;
8) Есепке алуды ұйымдастыру мен іс-қимылға енгізу шараларын келісу тәртібін орнату.
835. Қазақстан БЭЖ жұмысындағы технологиялық бұзылыстарды зерттеу, сыныптау, ресімдеу мен есепке алу нормативтік құжаттарға сәйкес белгіленеді.
836. Ақпараттың құпиялық шекарасы мен қол жетер межелерін өкілетті орган белгілейді.
837. Жегу жоспарланған әрекет болып табылады, ол туралы электржелілік компания немесе пайдаланушы ЖО-ға не электржелілік компанияның пайдаланушысына алдын ала хабарлауы тиіс. Бұл әрекеттер тұрақты негізде атқарылады
838. Байланысты ұстап тұру үшін барлық тараптар нақты жағдаятқа байланысты ЖО және/немесе электржелілік компаниямен қажетті ақпаратпен шынайы алмасуды қамтамасыз етуге тиісті жабдықтың болуын кепілдеуі тиіс.
Қажетті талаптар:
1) тікелей телефон арнасы;
2) факс;
3) электрондық поштаның арнаулы адресі.
839. ЖО-ның диспетчерлік орталықтары, кернеуі 220, 500 және 1150 кВ қосалқы стансалар, ЖО-ның жедел басқарымындағы электр стансалар, кернеуі 220кВ және одан жоғары желіге жалғанған электр энергия тұтынушылары үшін екі тәуелсіз бағыт бойынша ЖО-ның диспетчерлік орталығымен байланыс арналарын ұйымдастыру керек.
840. ЭҚЭКР-дің кез келген субъектісінің әрбір диспетчерлік орталығы (ДО) меншік нысанына қарамастан жедел-диспетчерлік басқару үшін байланыстың тікелей арналарымен жабдықталуы керек. Мыналармен байланыс қамтамасыз етілуі тиіс:
1) АЭЖҰ-ның ДО мен осы диспетчерлік бекеттердің жедел басқарымындағы 35 кВ және одан жоғары кернеулі қосалқы стансалар арасында;
2) Электржелілік компанияның ДО мен пайдаланушылар ДО арасында;
3) АЭЖҰ-ның ДО мен АДО-ның ДО арасындағы;
4) ОДБ мен АДО-ның ДО арасындағы;
5) шектесуші басқару аймақтары бар АДО-ның ДО арасындағы;
6) АДО-ның ДО мен электр энергиясын ірі тұтынушалардың ДО арасындағы;
7) ОДБ мен іргелес мемлекеттердің диспетчерлік орталықтары (ДО)
8) АДО-ның ДО мен шектесуші басқару аймақтары бар іргелес мемлекеттердің диспетчерлік орталықтары (ДО) арасындағы.
Барлық ірі оқыс оқиғалар жазбаша есепте баяндалуы тиіс. Болған оқиға ірі оқыс оқиғалар болып табыла ма деген талас сұрақ туындаған жағдайда шешімді ЖО қабылдайды. Осы ереже өңірлік электр тораптарын қоса алғанда, Қазақстан БЭЖ кез келген бөлігіндегі оқиғаға қолданылатын болады.
Ескерту: 840-тармаққа толықтыру енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N
841. Жабдық пен ӘЖ-нің жұмыс түзімдерінің жоспарлы өзгерістері туралы ЖО мен ӘЖ субъектілері жабдықтың диспетчерлік басқару тәсілі бойынша таралуына сәйкес, сондай-ақ шарттар талаптарына сай және нормативтік құжаттарға сәйкес хабарланады.
842. Хабар алушы соларға байланысты салдарлар мен тәуекелді дұрыс та толайым бағалауы үшін ӘЖ мен жабдықтың жұмыс түзімінің жоспарланған өзгерістері туралы хабарламалар жеткілікті жіктемеге ие болуға тиіс. Алушы хабарлама алуына байланысты туындаған сұрақтарды түсіндіріп беруін өтінуі
843. Жабдықтарды жегу кезіндегі хабарламалар келесі жағдайларда ұсынылады:
1) ажыратқыштың не айырғыштың жоспарланған жегімі немесе олардың кез келген дәйектілігі яки екеуінің құрамдасуы;
2) осы Ережелерге сәйкес келісілген энергоқондырғы және (немесе)
аппаратураның жоспарланған тоқтатымын атқару;
3) өндіруші қондырғының үндестігі және бейүндестігі;
4) өндіруші қондырғының жегім түзімінің өзгеруі;
5) жиілік бойынша нұсқаулық және активті қуатты бақылау;
6) кернеуді бақылау жөніндегі нұсқаулық;
7) жүйе қорғанышының өзгерістері;
8) жегімге енгізу шарасы;
9) басқа жағдайлар.
844. Кездейсоқ оқиғалар туындаған кезде хабарламалар келесі жағдайларда ұсынылады:
1) қондырғы мен аппаратураның апаттық сигналдау, қалыпсыз жұмыс түзімдері мен қуаттың уақытша өзгерістері кірген мәселелері;
2) басқару жабдығының, байланыс пен өлшеу құрылғыларының зақымданулары;
3) қорғаныш, соның ішінде асқын жүктемеден болған автоматика және қорғаныш құрылғыларының мәселелері, сондай-ақ қорғаныштың жалған іске қосылуы;
4) қалыпты түзімнің кез келген бұзылысы, негізгі жабдықтың зақымданулары мен ажыратулары;
5) электржабдықтау бұзылыстары;
6) активті және реактивті қуаттың келісілген кестелерінің бұзылуы;
7) адамдармен жазатайым уақиғалар кіргізілген қауіпсіздік техникасының бұзылысы немесе әлеуетті қауіп-қатер;
8) өрттер, қоршаған ортаның ластануы және қалыпты жұмыс түзіміне әсер ететін басқа да апаттық оқиғалар;
9) ядролық не радиациялық жағдайларға байланысты оқиғалар немесе қауіпсіздіктің кемуіне яки өндіру деңгейінің (қуаттың) төмендеуіне әкеп соғатын ядролық қондырғыларды жегімдеу ережелерінің бұзылуы;
10) қолайсыз ауа райының болуы және оның болжамы;
11) өзге де кездейсоқ оқиғалар.
845. Оқиғаның сыйпаттамасы және хабарлама алушының салдарлар мен мүмкін болар тәуекелді дұрыс бағалау үшін мүмкіндік берілетіндей оқиғалар туралы хабарлама жеткілікті түрде егжей-тегжейлі болуы тиіс. Хабарламада операцияларды жүргізу туралы ақпарат беретін адамның есімі көрсетілуі тиіс.
Алушы хабарламаны түсіну үшін сұрақ бере алады, ал хабарлаушы жақ қажетті ақпаратты тапсыру үшін барлық күшін салуы керек.
846. Хабарлама пайдаланушы оқиғаларды дұрыс қарап және оның салдарлары мен мүмкін болар тәуекелді дұрыс бағалау үшін тез берілуі тиіс.
847. Хабарлама жазбаша түрде беріледі және бұлай мүмкін болмаса ол ауызша нысанда тапсырылады. Жазбаша хабарлама оқиға басталар алдында ауызша мәлімдемемен расталуы мүмкін.
848. Кез келген ауызша хабарламаны оның дұрыстығына және толық ұғынықтылығына көз жету үшін алушы қайталауы тиіс.
849. Іске қосу туралы хабарлаулар кемінде екі апта бұрын жазбаша нысанда берілуі және ауызша ескертумен расталуы тиіс.
850. Салмақты апаттың бүкіл жүйеге не оның бөлігіне кеңінен таралу тәуекелі кезінде ЖО түзімнің бұзылысы әлеуетті түрде таралатын барлық пайдаланушыларға жүйедегі салмақты апат туралы ескерту шығарады. Бұл ескертуді ауызша не жазбаша түрде беру керек және ол ЖО және (немесе)
электржелілік компания қажетті деп санайтын ақпаратты мазмұндайды.
851. Жүйедегі салмақты апат туралы ескертудің әрекеті кезінде жүйедегі салмақты апат туралы ескертуді алған әрбір пайдаланушы жегімді жүзеге асырып жатқан өз қызметкерлерін ескертуге және жабдық пен аппаратураны осындай апаттардан сәтті шығуға барлық қажетті шараларды алдын ала қабылдайды.
852. Ірі соқтығыс - жүйенің жегіміне әсер ететін оқиға және келесідегідей өрнектеледі:
1) жабдықтың және (немесе) аппаратураның қолдан не автоматты түрде ажыратылуы;
2) кернеу - ЭЖЕ-нің кернеуді реттеу;
3) жүйе жиілігі - маңызды оқиғаның ұйғарынды шектерінен тыс;
4) жүйенің орнықсыздығы;
5) жүйенің асқын жүктемесі;
6) рынок немесе жүйенің жұмысына әсер ететін байланыс жүйесінің ауыр зақымдануы;
7) кісі өліміне не ауыр зақымдануларға әкеп соғатын жазатайым уақиғалар.
853. Барлық ірі соқтығыстар жазбаша есепте көрсетілуі тиіс. Болған оқиға ірі соқтығыс болып табылады ма деген сауал жөнінде дау-дамай туындаған кезде шешімді ЖО қабылдайды. Бұл ереже БЭЖ-нің кез келген бөлігіндегі оқиғаға қатысты, тарқатушы желіні кіргізе отырып қолданылады.
854. Егер тарап электр желінің жұмысына едәуір әсер ететін, ЖО не электржелілік компания қарастырған оқиғаны ЖО не ӨЭК-ға хабарласа, ЖО және /не электржелілік компания мұндай тараптың осы оқиға туралы жазбаша есеп беруін талап ете алады.
855. Пайдаланушының жұмысына едәуір әсер ететін, пайдаланушы қарастырған оқиғаны ЖО не электржелілік компания пайдаланушыға хабарлаған кезде пайдаланушы ЖО және/не электржелілік компания жазбаша нысанда есеп
856. Жоғарыда келтірілген жағдайлардың кез келгенінде қай жүйеде оқиға болған тарап төрт сағат ішінде осы оқиға фактісі бойынша жазбаша есеп дайындайды. Жазбаша есеп талап етілетін жерде есеп бір апта ішінде басталып, бір ай ішінде аяқталуы тиіс.
857. Егер маңызды оқиға бір не одан асқан ЭЖҰ және/немесе пайдаланушы жүйесінде болса, бір не барлық тараптар есеп не бірлескен есеп тапсыруы тиіс.
858. Ірі соқтығыс жарияланған жағдайда және жазбаша есеп ЭЖҰ-ға берілген кезде электржелілік компания осы тараптардың кез келген пайдаланушысы ірі соқтығысты бірлесе жіліктей зерттелуін жазбаша түрде талап ете алады. Кез келген тарап сондай-ақ басқа мүдделі тараптардың бірлескен зерттеуге кіргізілуін талап етуі мүмкін.
859. Жұмыс тапсырмалары мен бірлескен зерттеуге қатысы бар бүкіл мәселелер бірлесе зерттеудің басталуына дейін келісілуі тиіс.
860. Бірлескен зерттеу бастапқы сұрату сәтінен екі апта ішінде басталады да, бастапқы сұрату сәтінен екі ай ішінде аяқталады.
861. Жазбаша есептің негізгі мақсатына болған уақиғаның туындау себептерін айқындау жатады.
862. Жазбаша есептің мазмұнына мыналар кіреді:
1) басшылық түйіндемесімен стандарттық бет;
2) орналасқан орны;
3) ірі соқтығыстың қысқаша баяны;
4) ірі соқтығыстың күні мен уақыты;
5) зақымданулар;
6) осы оқиға әсерін тигізген қызметкерлер, мердігерлер не жұртшылық мүшелері;
7) зақымданған жабдық;
8) әсерге душар болған электр тұтыну және/немесе энергия өндіру, соның ішінде МВТ пен тиілген тапсырыскерлердің саны;
9) зерттеу тобы;
10) осы соқтығысқа әкеп соққан оқиғалар;
11) оқиғадан соң іле-шала жасалған әрекеттер;
12) қорытындылар (негізгілер және қосалқылар, егер бұл қолданылса);
13) соқтығыс себебі (тікелей және негізгі себептер);
14) ұсыныстар;
15) ары қарайғы әрекеттер.
863. Қосымшаларға жұмыс тапсырмалары, коммутация журналы, оқиғалар журналы, қауіпсіздік техникасы жөніндегі құжаттама, жүйенің тәсімі, фотосуреттер және т.б. секілді тиісті құжаттардың көшірмелері кіреді. Құжаттың құпиялығын сақтау мақсатында көшірмелер есепте көрсетілген фамилиялар жалпы жұрт көрмейтіндей өзгертілуі тиіс.
864. Жазбаша есептің кез келген алушысы кез келген тұстарын анықтау мақсатында сұрақ қоя алады, ал, есеп әзірлеген тарап қозғалған мәселелерге мүмкіндігінше жауап беруі тиіс.
ресурстар министрінің 2001 жылғы 24 желтоқсандағы N 314 бұйрығымен бекітілген Электржелілік Ережелерге 1-қосымша Электр қондырғыларындағы жұмыстар үшін рұқсаттама - жүктелім нысаны Кәсіпорын Бөлімше РҰҚСАТТАМА-ЖҮКТЕЛІМ N №________ Жұмыс жетекшісі ____________________ рұқсаттама берілетінге _______ Жұмыс өндірушісіне ___________________ бақылаушыға ________________ Бригада мүшелерімен _______________________________________________ Жұмыс санаты Тапсырылады Жұмысты бастау: күні _____________________ уақыты _________________ Жұмысты аяқтау _______________________ уақыты ЖҰМЫС ОРНЫН ДАЙЫНДАУ ЖӨНІНДЕГІ ШАРАЛАР 1-кесте Өшірулер жүргізу мен жерге қосу Не өшірілуі және қай орнатылуы тиіс электр қондырғыларының жерде қосылуы тиіс атауы Апаттық дайындық уақыты __________________________________________ Жеке нұсқаулар Жүктелімді берді: күні ____________________ уақыты ________________ Қол қоятындар _____________________________ Фамилия _______________ РҰҚСАТТАМАҒА РҰҚСАТ БЕРУ 2-кесте Рұқсаттамаға рұқсат алған Рұқсаттамаға рұқсат берді (лауазымы, фамилиясы мен қолы) күні, уақыты қызметкердің қолы Жұмыс орны дайындалды, даярланды, кернеу астында қалды Рұқсаттама беруші__________________________________________________ (қолы)
Жетекші (Жұмыс өндірушісі және бақылаушы)
ЖҰМЫСҚА КҮНДЕЛІКТІ ЖІБЕРУ ЖӘНЕ АЯҚТАУ 3-кесте Бригадаға түсіндірілген және Жұмыс аяқталды, дайындалған жұмыс орнына жіберілді Бригада таратылды Жұмыс Күні, Қол қойғандар Күні, Жұмыс орнының уақыты _____________________________ уақыты өндірушісі атауы Рұқсаттама Жұмыс қолы берілген өндірушісі (бақылаушы)
қолы
(бақылаушы)
БРИГАДА ҚҰРАМЫНДАҒЫ ӨЗГЕРІСТЕР 4-кесте Бригадаға Бригададан Күні, Рұқсат беру енгізілді шығарылды уақыты (қолдары)
(фамилиясы, (фамилиясы, аты-жөні, аты-жөні, тобы) тобы)
Жұмыс толық аяқталды, бригада таратылды, бригадамен орнатылған жерге ұштаулар алынып тасталды Хабарланды_____________________________________________________ (кімге, лауазымы) (фамилиясы)
Күні: Уақыты:
Жұмыс өндірушісі
Немесе бақылаушы _____________________ жұмыс жетекшісі __________ (қолы) (қолы)
2-қосымша
Ескерту: Қосымшаға өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N Ұйғарынды ағындарды есептеулерге негізгі талаптар 1. Негізгі қағидаттар Желі не қима бойынша ағын келесі жәйттермен шектеледі:
1) ЭЖЖ мен жабдықтың ұйғарынды ток жүктемесімен;
2) Қалыпты және апаттан кейінгі түзімдердегі орнықтылықтың нормативтік қорымен.
Ұйғарынды ағындарды есептеу талаптарын анықтайтын негізгі нормативтік құжатқа "Энергожүйе орнықтылығы бойынша басшылық нұсқаулары" жатады. Бұл құжатта энергожүйелерді орнықтылау шарттары бойынша қималардағы активті қуат жөніндегі статикалық орнықтылықтың ең төменгі қор коэффициенті (Кр) мен жүктеме түйіндеріндегі кернеу бойынша коэффициенті (Кu) нормаланады. Сонымен қатар, динамикалық орнықтылық та, апаттан соңғы түзімдердегі статикалық орнықтылықтың нормаланған қор коэффициенттері де қамтамасыз етілуі тиіс.
Орнықтылық талаптары бақыланатын ЭЖ мен қималар бойынша активті қуаттың ұйғарынды ағындарын таңдауға белгілі бір ықпал жасайды. Ұйғарынды ағындар ең жоғары ұйғарындылар мен апаттық ұйғарындыларға бөлінеді.
1.1. Статикалық орнықтылыққа талаптар Статикалық орнықтылық деп жүйенің шағын ұйтқулар кезінде бастапқы жұмыс түзімін дербес қалпына келтіруді түсінеміз. Статикалық орнықтылық жүйенің қалыптасқан жұмыс түзімі болуының қажетті шарты болып табылады. Энергожүйенің осы түзімі үшін статикалық орнықтылығының қоры оның орнықтылық шекарасына жақындығымен анықталады, ол орнықтылықтың апериодтық не тербелістік бұзылуымен шарттасылуы мүмкін.
Статикалық орнықтылық қоры Кр және Кu коэффициенттерімен сипатталады, олар келесі формулалармен анықталады:
Pnp-Р-/\Р§ а) Кр=------------, Р мұндағы Р - бастапқы түзімде қарастырылатын қима арқылы өтетін активті қуат; Pnp - статикалық орнықтылық бойынша шектік түзімдегі; /\Р - осы қимадағы активті қуаттың бейреттік тербелістерінің амплитудасы.
U-Ukp б) Кu=----------, U мұнда U - бастапқы түзімде жүктеме түйініндегі кернеу; U кр - шекараға сәйкес сол түйіндегі шетінді кернеу, одан төмен қозғалтқыштардың статикалық орнықтылығы бұзылады.
Активті қуат пен кернеу жөніндегі қор коэффициенттерінің мәндері "Басшылық нұсқауларда" талап етілгендерден кем болмауы тиіс:
Ең жоғары ұйғарынды ағындар кезінде Кр = 0.2, Кu = 0.15;
Апаттық ұйғарынды ағындар кезінде Кр = 0.08, Кu = 0.10.
1.2. Динамикалық орнықтылыққа талаптар Динамикалық орнықтылық жүйенің кенеттен түзімнің шалт бұзылуларында, мәселен, қысқа тұйықталулар, желілердің ажырауы кезінде және т.б. жұмысын жалғастыра беру қабілетімен айқындалады.
Нормативтік ұйтқулар бұл кезде қима бойынша ең жоғары ұйғарынды ағын түзімінде апатқа қарсы басқаруды ескере отырып, динамикалық орнықтылық қамтамасыз етілуі тиіс:
Қалыпты тәсім үшін:
1) қосфазалы, жерге ҚТ-мен, табыссыз АПВ-мен ажырауы;
2) бір ажыратқыштың істен шығуымен, УРОВ әрекетімен және табыссыз АПВ-мен бірфазалы ҚТ желісі элементінің ажырауы;
3) ортақ тіреулерде құрастырылған қостізбекті желінің екі тізбегінің немесе қысқалау желінің жартысынан ұзын ортақ дәлізде орын тепкен екі желінің бірден ажырауы;
4) генератордың не жоғары кернеу жағындағы ортақ ажыратқышы бар генераторлар блогының ажырауы салдарынан қуаттың апаттық бейбалансының туындауы.
Жөндеу тәсімі үшін:
2) бір ажыратқыштың істен шығуымен, УРОВ әрекетімен және табыссыз
3) БЭЖ-дегі аса ірі генератордың ажырауы салдарынан қуаттың апаттық бейбалансының туындауы.
1.3. Орнықтылық бойынша жұмыс түзімдерінің сыныптамасы Қалыпты түзім - бұл қалыптасқан түзім (бейреттік тербелістерді, баяу және/немесе шамалардың шамалы ауытқулары, соның ішінде жиілікті, кернеуді және т.б. реттеу құрылғыларының жұмысымен шарттасылғандарды қоспағанда), ол осы желі тәсімінде орнықтылықтың нормативтік қорларымен, нормативтік ұйтқулар нәтижесінде туындауы мүмкін кез келген апаттан соңғы түзімдерге орнықты өтумен және орнықтылықтың нормативтік қорларынан кем емес қалыптасқан апаттан кейінгі түзіммен сипатталады.
Апаттан соңғы түзімдер - қайсыбір ұйтқу нәтижесінде туындаған түзімдер. Ішінара келесі апаттан соңғы түзімдерді айыруға болады:
а. нормативтік апаттан кейінгі түзім (апаттық ұйғарынды ағын), ол п.п.
(a) - (g) тармақтары бойынша орнықтылықтың кем емес қорларымен сипатталады.
Егер осы қорлар (a) - (d) қалыпты түзімінің шарттарына сәйкес келмесе, онда диспетчерлік жұмыскерлер оларды 20 мин. ішінде қамтамасыз етуі тиіс.
b. п.п. (a) - (g) тармақтары бойынша кем қалыптасқан апаттан соңғы түзім. Мұндай түзім егер алдыңғы түзім қалыптыға сәйкес келмесе не/және ұйтқу қалыптыдан ауыр болса, тіпті мұнда "Басшылық нұсқауларда" орнықтылық сақталмаса да. Бұл кезде диспетчерлік жұмыскерлер орнықтылық қорларын қалыптыға дейін асыруы тиіс.
c. асинхрондық түзім - орнықсыз апаттан соңғы түзім.
1.4. Активті қуаттың ең жоғары ұйғарынды ағындары келесі шарттармен анықталады Қалыпты түзімдерде:
(a) активті қуат бойынша қор коэффициенті кез келген қимада желінің осы тәсімі үшін 20%-тен кем емес.
(b) энергожүйенің барлық тораптарындағы кернеу бойынша қор коэффициенті 15%-тен кем емес.
(c) электр желісінің кез келген элементінің жүктемесі ұзақ ұйғарынды мәндерінен аспайды.
(d) кез келген қимадағы қуат ағыны динамикалық орнықтылық жөніндегі сол қимада шектіктен аспайды:
дин
Pm<= P ;
пр мұнда Р - осы тәсім үшін ең ауыр норматвтік ұйтқу кезіндегі динамикалық орнықтылықтың шегі.
Апаттан соңғы түзімдерде:
(e) нормативтік ұйтқулар нәтижесінде туындаған апаттан соңғы кез келген қалыптасқан түзімдердегі активті қуат бойынша қор коэффициенті 8%-дан кем емес.
(f) әрбір торапта және әрбір нормативтік апаттан соңғы түзімдерде кернеу бойынша қор коэффициенті 10%-тен кем емес.
(g) электр желінің кез келген элементінің жүктемесі кез келген апаттан кейінгі түзімде ұйғарынды шамалардан 20 минут ішінде аспайды.
Диспетчерлік жұмыскерлер көрсетілген 20 минут ішінде (a) - (c)
тармақшалары бойынша шарттардың орындалуын қамтамасыз ету үшін орнықтылықтың төмен қорлы және/немесе (a) - (g) тармақшалары жабдығының асқын жүктемесімен қалыптасқан апаттан соңғы түзімді түзету керек. Бұл үшін диспетчердің тиісті нұсқаулықтарында бақылаушылық (шетіндік) қималарда және жөндеу тәсімдерінде ең жоғары ұйғарынды ағындар мен басқа да қажетті нұсқаулар мазмұндалады.
Мәжбүрлік түзім - (a) - (g) тармақшаларында келтірілген шарттардың ең болмаса біреуіне жауап бермейтін түзім. Орнықтылықтың төменгі қорларымен жұмыс істеген кезде бақылаушы қималардағы ағындарды апаттық ұйғарынды деп атау қабылданған. Қимадағы апаттық ұйғарынды ағынға жүктеменің максимумы 40 минуттан аспайтын өту уақтысында не тұтынушыларды шектеуді енгізуге қажетті уақытта, ал апаттан соңғы түзімде резервті (соның ішінде суығын)
жұмылдыру үшін керекті уақытта ауысуы қарамағында не басқаруында осы қиманы желілері болатын диспетчерлік орталықтың жедел журналындағы жазбада ресімделеді. Апаттық ұйғарынды ағынмен ұзақ жұмысқа көшу туралы шешім энергорыноктың Техникалық операторының ұсынысы бойынша Мемлекеттік энергоқадағалау Комитетімен келісе отырып ресімделеді.
Қима бойынша апаттық ұйғарынды ағындар түзімінде нормативтік ұйтқулардың кезіндегі орнықтылық сақталмауы мүмкін.
1.5. Ұйғарынды ағындар туралы есептеу мен ақпарат беру шарасы Техникалық оператор:
1) Осы бөлімнің негізінде Қазақстан БЭЖ-нің 220-500 кВ желісінің қалыпты және жөндеу тәсімдері үшін ұйғарынды ағындардың есептеуін жүргізеді;
2) Есептелген ұйғарынды ағындарды бекітеді және шектесуші энергобірлестіктермен белгіленген ретпен келістіреді;
3) бекітілген ағындарды жедел жұмыскерлер түзімін енгізу жөнінде іс- қимылдағы нұсқаулықтарда көрсетеді;
4) келіскен нысанда ұйғарынды ағындарды 220-500 кВ желісін жөндеудің айлық кестесімен бірге тиісінше жылдың басталуынан бір ай бұрын және есептік айға 5 тәулік бұрын Нарықтық Операторға тапсырады;
5) келісілген нысанда есептіктің алдындағы тәуліктің 10.00-на дейін жөндеуге жедел рұқсат етілген өтінімдер мен келесі тәуліктерге белгіленген ұйғарынды ағындарды Нарықтық операторға береді;
6) жөндеуге өтінім рұқсатына дейін 3 тәулік бұрын көтермелі рынок субъектілерін алдағы болатын жөндеу мен жөндеу тәсіміндегі ағындардың шектеулері туралы хабардар етеді;
7) ОЖ өзінің Web-сайтында алдағы жылда және есеп айырысу айында алдағы жөндеулер мен тиесілі ағындар туралы ақпаратты көрсетеді;
өзінің Web-сайтында алдағы тәулікте тораптарды жөндеу мен тиесілі ағындар туралы ақпаратты көрсетеді;
ЖО тәулікті кестеде бақылаулық қималардағы ағындардың келісім- шарттық шамасын көрсетеді және тиесілі ағындардың өсуі жағдайында белгіленген тәртіппен тәуліктік кестені қайта қарайды.
Нарықтық оператор:
1) "ЭКС-дің Электрондық тақтасында" алдағы жыл мен есептік ай үшін алдағы болатын жөндеулер мен ұйғарынды ағындар туралы ақпаратты бейнелейді;
2) "ЭКС-дің Электрондық тақтасында" желідегі жөндеулер мен ұйғарынды ағындар туралы ақпаратты бейнелейді;
3) тәуліктік кестеде бақыланатын қималардағы ағындардың келісім- шарттық шамаларын өрнектейді және ұйғарынды ағындар асқан жағдайда тәуліктік кестені белгіленген тәртіппен қайта қарайды.
3-қосымша
Жиілікті реттеу стандарттары Жұмыс түзімі Жиілік аралығы Жұмыс шектеріне дейін қалпына келтіру уақыты Әдеттегі түзім -0,2 + 0,2 Гц Күнделікті мәннен 95% мөлшерінде қолдау табады Апаттан соңғы түзім -0,4 + 0,4 Гц Апаттан соңғы түзім -1,0 + 0,5 Гц Жылына 90 сағаттан аспауы тиіс Электржелілік ережеге 4-қосымша Ескерту: Қосымшамен толықтырылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N "Міндетті көлемі және "Тұтынушыны сырттан электрмен жабдықтау схемаларының" мазмұны".
Электрмен жабдықтаудың жүйедегі жай-күйіне шолу жасау және 3 (5)
-10 жылға арналған даму перспективасы.
Тұтынушылардың электр жүктемелері және оларды жабудың көздері.
Қуат пен электр энергиясының теңгерімдері (жүйедегі жай-күйі мен 3(5)-10 жылға арналған перспективасы).
Сырттан электрмен жабдықтау схемасының негіздемесі.
Сырттан электрмен жабдықтау схемаларының нұсқалары.
Электр режимдері (қалыпты, авариядан кейінгі режимдер).
Жабдықтарды таңдау үшін қысқа тұйықталу токтарының деңгейлерін есептеу.
Энергияны үнемдеу.
РҚА-ның, АҚА-ның атқарылу қағидалары.
Диспетчерлік және технологиялық басқаруды ұйымдастыру қағидалары.
Электр энергиясын есепке алу.
Электржелілік құрылыстың көлемдері, құрылыс құнының ірілендірілген есептері.
Қорытындылар
Сызбалар: Қағидалық схемалар, карталық схемалар немесе жағдаяттық жоспар, электрлік есеп-қисаптарының нәтижелері 5-қосымша Ескерту: Қосымшамен толықтырылды - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2004 жылғы 16 қыркүйектегі N 222 бұйрығымен , өзгерту енгізілді - ҚР Энергетика және минералдық ресурстар министрінің 2007 жылғы 27 шілдедегі N 175 бұйрығымен.
" Қосарлас электр жеткізу желілерінің құрылысын салу кезіндегі техникалық шарттарды беру мен келісудің ерекше тәртібі Қосарлас электр жеткізу желілерін жалғауға арналған техникалық шарттарды беру тек уәкілетті және реттеуші органдардың рұқсатымен ғана мынадай тәртіпте жүзеге асырылады:
Торапты пайдаланушы жүйедегілерді қосарлайтын жаңа электр жеткізу желілерінің жорамал құрылысына қосылуға өтінім берген кезінде өзі жалғанған Техникалық шарттарды беруге арналған өтінім міндетті түрде қосымшаға енетін мыналарды қамтуы тиіс:
110 кВ-тық және одан төмен объектілер үшін - Мемэнергоқадағалау жөніндегі комитеттің аймақтық бөлімінің қорытындысы; бағаны (тарифтерді)
мемлекеттік реттеу жөніндегі аумақтық органдардың шешімі;
220 кВ-тық және жоғары объектілер үшін - Мемэнергоқадағалау жөніндегі комитеттің қорытындысы;
Осы қосымшаның 1, 2-тармақтарының талаптарына сәйкес техникалық шарттарды беруге арналған өтінімді Жүйелік операторға торапты пайдаланушы электржелілік компания тапсыруы тиіс, ол 20 күндік мерзімде қарайды да өзінің қорытындыларымен уәкілетті және реттеуші органға тапсырады.
Алынған құжаттарды (техникалық шарттарды беруге арналған өтінім мен ЖО қорытындысы) бір ай мерзімі ішінде уәкілетті және реттеуші органдар қарайды да олардың қабылдаған шешімі Жүйелік операторға жіберіледі.
Қосарлас электр жеткізу желілерінің құрылыс мәселелері бойынша мемлекеттік органдардың шешімін алу кезінде Жүйелік оператор қабылданған шешім туралы электр торабын пайдаланушы мен электржелілік компанияға 10 күн мерзімі ішінде хабардар етуі тиіс

На русском языке:
Қазақстан Республикасының Мұнай және газ Приказ Министра энергетики и Министерство нефти и газа Республики Казахстан министрлігі минеральных ресурсов Республики Казахстан от 24 декабря 2001 года N 314.
Зарегистрирован в Министерстве юстиции Республики Казахстан 28 декабря 2001 года N 1708. Утратил силу приказом Заместителя Премьер-Министра Республики Казахстан - Министра индустрии и новых технологий Республики Казахстан от 25 октября 2013 года № 329 Об утверждении Электросетевых Правил
1. Утвердить прилагаемые Электросетевые Правила.
2. Департаменту электроэнергетики и твердого топлива (Бертисбаев Н.Б.)
обеспечить в установленном законодательством порядке государственную регистрацию настоящих Правил.
3. Считать утратившим силу приказ Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 1 октября 2001 года N 228.
Заместитель Премьер-Министра Республики Казахстан - Министр Утверждены Приказом Заместителя Премьер- Министра Республики Казахстан - Министра энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 24 декабря 2001 года N Электросетевые Правила Республики Казахстан Сноска. По тексту:
слова "передающая электрическая сеть" заменены словом "НЭС";
слова "распределительная электрическая сеть" заменены словами "региональная электрическая сеть";
слова "электрической энергии и мощности" заменены словами "электрической энергии";
слова "передачу и распределение электрической энергии" заменены словами "передачу электрической энергии";
слова "передачу и распределение электрической энергии" заменены слова "распределение" заменены словами "передача";
аббревиатура "ТО" заменена аббревиатурой "СО";
аббревиатура "РО" заменена аббревиатурой "ОРЦТЭ";
аббревиатура "РЭПО" заменена аббревиатурой "РЭК";
аббревиатура "НЭПО" заменена аббревиатурой "СО";
аббревиатура "ПРПЭС" заменена аббревиатурой "ПРНЭС";
аббревиатура "ПРРС" заменена аббревиатурой "ПРРЭС";
аббревиатура "ОРЭМЭ" заменена аббревиатурой "ОРЭ"
- приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 года N 222 .
Настоящие Электросетевые Правила определяют технические требования и условия работы электрической сети, а также устанавливают четкие и открытые отношения между различными ее участниками. Настоящие Электросетевые Правила разработаны в соответствии с требованиями нормативных актов Республики Казахстан и международных стандартов.
РАЗДЕЛ 1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Глава 1. Основные положения Параграф 1. Основные понятия и термины, применяемые в настоящих Электросетевых Правилах (далее - ЭСП)
1. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:
Автоматизированная система коммерческого учета - все компоненты и устройства, установленные или существующие между каждой точкой коммерческого учета и базой данных коммерческого учета. Сюда входят комплекс коммерческого учета, все связанные с ним линии связи и оборудование для обработки данных;
Активная электрическая мощность - среднее за период значение мощности переменного тока, характеризующее скорость преобразования электромагнитной энергии в другие формы (тепловую, механическую, световую и так далее);
Автоматический регулятор мощности (далее - АРМ) - устройство автоматического регулирования выходной мощностью генерирующей энергоустановки в ответ на сигналы, подаваемые системным оператором;
База данных учета - база данных, состоящая из Реестра коммерческого учета и данных коммерческого учета, обслуживаемая и управляемая системным оператором;
Вторичное регулирование - медленное (свыше 30 секунд) изменение генерации автоматически или вручную в нормальных или после аварийных режимах;
Высокое напряжение (далее - ВН) - напряжение от 1000 Вольт и выше;
Генерирующая установка - устройство, вырабатывающее электроэнергию;
Генерирующая установка для пуска системы из полностью обесточенного состояния - генерирующая установка, которая может запускаться и /или работать без обычного внешнего источника энергоснабжения и способная подавать питание в энергосистему после полного обесточивания;
Госстандарт - государственный орган, осуществляющий управление работами по стандартизации и сертификации;
Госэнергонадзор - Комитет по государственному энергетическому надзору Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан, осуществляющий в соответствии с законодательством Республики Казахстан функции надзора и контроля в секторе электроэнергетики;
График плановых отключений - график, согласованный соответствующими сторонами, содержащий плановые передачу и/или генерацию и отключения потребителей на следующий календарный год, включая время начала и окончания, так далее;
График проведения системного испытания - график регулярных испытаний комплекса коммерческого учета или любого оборудования или установки, разрабатываемая соответствующим ответственным субъектом;
Данные коммерческого учета - данные, полученные от комплекса коммерческого учета, и/или обработанные данные, используемые для проведения коммерческих расчетов;
Договор на вход в электрические сети (далее - ДВЭЛ) - двусторонний договор между электросетевой компанией и пользователем, в котором оговариваются условия присоединения к электрическим сетям;
Дублирующие линии электропередачи - новые линии электропередачи, включаемые параллельно существующим линиям электропередачи, по которым осуществляется передача электрической энергии и мощности с нормируемым качеством и степенью надежности, соответствующей категорийности субъектов рынка;
Договор на предоставление вспомогательных услуг - договор, заключенный между системным оператором и пользователем на предоставление вспомогательных услуг;
Единая электроэнергетическая система Республики Казахстан (далее - ЕЭС РК) - совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей Республики Казахстан;
Запуск системы после полного ее обесточивания ("разворот с нуля") - процесс восстановления режима работы энергосистемы после полного или частичного отказа при отсутствии внешнего источника энергоснабжения;
Индикативный план развития производства - план, описывающий будущее развитие ЕЭС РК в течение следующих десяти лет, учитывающий планируемый спрос, вывод из эксплуатации и развитие производства;
Инструкция по предотвращению и ликвидации системных аварий - инструкция, регулярно составляемая и обновляемая системным оператором, и в которой дается подробное описание мероприятий, осуществляемых системным оператором при возникновении системной аварии для обеспечения в короткие сроки надежного и стабильного функционирования ЕЭС РК;
Идентификационный код комплекса коммерческого учета (ИК) - однозначно определяемый десятичный цифровой код из 18 символов для каждого комплекса коммерческого учета;
Коммерческий учет - учет электрической энергии, необходимый для взаиморасчета между сторонами по договорам купли-продажи и передачи электрической энергии;
Комплекс коммерческого учета - оборудование, необходимое для проведения коммерческого учета, расположенное между определенной точкой коммерческого учета и точкой подключения к устройству сбора информации;
Межгосударственные линии электропередачи - линии электропередачи, обеспечивающие межгосударственные перетоки мощности и энергии;
Местный терминал сбора данных - устройство, предназначенное для сбора и хранения данных коммерческого учета на месте для проверки их корректности или в случае невозможности удаленного сбора коммерческих данных;
Минимальная генерация (далее - МГ) - минимальный уровень выходной генерируемой мощности, на котором должна работать генерирующая установка для поддержания стабильного рабочего режима;
Национальная электрическая сеть (далее - НЭС) - совокупность линий электропередачи, подстанций и распределительных устройств напряжением 220, 500, и 1150 кВ, обеспечивающих межгосударственную и (или) межрегиональную передачу электрической энергии, выдачу мощности электрических станций и не подлежащих приватизации и ее предварительным стадиям;
Низкое напряжение (далее - НН) - напряжение ниже 1000 Вольт;
Нормальный режим работы ЕЭС РК - установленный режим работы ЕЭС РК, при котором находятся в работе все элементы электрической сети в соответствии с утвержденной уполномоченным органом схемой и обеспечивается запланированное электроснабжение всех потребителей электрической энергии, подключенных к электрической сети;
Оборудование и аппаратура - стационарное или подвижное оборудование, в котором используются электрические проводники или его части;
Объединенная энергосистема (далее - ОЭС) - совокупная инфраструктура электрических сетей, электростанций и других пользователей, подключенных к сети;
Ограничение по пропускной способности передачи - ограничение передаваемой мощности электропередачи, определяемое тепловым режимом сетевого оборудования, пределами по напряжению и сохранению устойчивости работы энергосистемы;
Оперативный резерв - централизованно согласованный резерв мощности, имеющийся в наличии для замены первичного регулирования частоты и вторичного регулирования частоты после аварии;
Оператор рынка централизованной торговли электрической энергией (далее - ОРЦТЭ) - организация, осуществляющая централизованные торги электрической энергией, включая спот-торги электрической энергии;
Определенная точка коммерческого учета (далее - ОТКУ) - физическая точка на границе раздела балансовой принадлежности, в которой должны выполняться требования общей точности, указанные в Разделе 5 настоящих Правил (Коммерческий учет). Расположение указанных точек коммерческого учета должно быть согласовано между электросетевыми компаниями и пользователями сети соответствующими договорами;
Оптовый рынок электрической энергии (далее - ОРЭ) - система отношений, связанных с куплей-продажей электрической энергии, функционирующая на основе договоров между субъектами оптового рынка Организатор коммерческого учета - лицо или организация, которые необязательно являются субъектами энергорынка, уполномоченные предоставлять услуги по коммерческому учету, такие как предоставление комплекса коммерческого учета, калибровку и техническое обслуживание комплекса субъектам энергорынка;
Организация работ по технике безопасности - комплекс мероприятий, обеспечивающий безопасное проведение работ или испытаний персоналом на электрооборудовании высокого напряжения;
Останов - плановый или внеплановый вывод из работы энергоустановки или оборудования;
Ответственная сторона или владелец комплекса коммерческого учета - физическое или юридическое лицо, имеющее на балансе комплекс коммерческого учета, эксплуатирующее его и несущее ответственность за него;
Первичное регулирование - быстрое действие (в течение 8-12 секунд)
регуляторов скорости вращения турбин электростанций, при аварийных отклонениях частоты, осуществляемое при помощи генерирующих установок, работающих в режиме свободного регулирования вырабатываемой мощности;
Передача электрической энергии - услуга по транспортировке электрической энергии, оказываемая энергопередающими организациями в соответствии с заключенными договорами;
Переключение - коммутация оборудования и/или аппаратуры согласно инструкции ТО или уполномоченной электросетевой компании или пользователя;
Период диспетчеризации - минимальный период времени, запланированный в суточном графике, за который осуществляется контроль и управление режимом производства, передачи и потребления электрической энергии и мощности;
План запуска системы после полного ее обесточивания - План по восстановлению режима работы энергосистемы в случае полного или частичного останова, регулярно разрабатываемый и обновляемый СО;
План развития НЭС (далее - ПРНЭС) - план, описывающий все значительные инвестиции в развитие электрических сетей в последующие пять лет, включающий в себя долгосрочные прогнозы нагрузки, месторасположение и пропускную способность новых линий, вывод оборудования из эксплуатации и так далее;
План развития РЭС (далее - ПРРЭС) - план, включающий в себя долгосрочный прогноз нагрузки в распределительных сетях, как существующих, так и планируемых построить в следующие пять лет, вывод оборудования из эксплуатации, месторасположение и пропускную способность новых линий, и так далее;
Планирование мероприятий в аварийных ситуациях - раздел Электросетевых правил, в котором указаны права и обязанности разных сторон в отношении принятия мер по предотвращению и регулированию крупных сбоев в системе;
Плановое отключение генерации - Плановое выведение генерирующей установки из работы;
Полное обесточивание - полный отказ всей или части энергосистемы;
Пользование электрическими сетями - договоренность, по условиям которой электросетевые компании, передающие электроэнергию, предоставляют любому субъекту рынка электрической энергии возможность пользования их сетями;
Пользование электрическими сетями - договоренность, по условиям которой электросетевые компании, передающие и распределяющие электроэнергию, предоставляют любому субъекту энергорынка возможность пользования их сетями;
Пользователь сети - субъект рынка электроэнергии (юридическое или физическое лицо), использующий электрические сети электросетевой компании;
Послеаварийный режим работы - установившийся режим, возникающий после аварийного отключения поврежденного элемента энергосистемы (электрической сети) и продолжающийся до восстановления схемы электроснабжения, предусмотренной для нормального режима работы;
Потребитель - физическое или юридическое лицо, использующее на основе договора электрическую и (или) тепловую энергию;
Правила по технике безопасности - обязательные правила для электросетевых компаний и пользователей, обеспечивающие безопасность персонала, работающего на оборудовании, подпадающего под действие этих правил;
Предложение на подключение - официальное предложение электросетевой компании, представленное в ответ на запрос пользователя;
Прямой (правомочный) оптовый потребитель - юридическое или физическое лицо с потребляемой мощностью не менее 1 МВт среднесуточной (базовой) мощности, имеющий в наличии систему коммерческого учета, телекоммуникаций, обеспечивающих их унификацию с системами, установленными у Системного оператора, а также принимающие подстанции (трансформаторные пункты) которого, подключены к НЭС непосредственно или через сети третьей стороны и приобретающее электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии;
ПУЛ резервов мощности ЕЭС РК (далее - ПУЛ) - некоммерческая организация, учреждаемая на добровольной основе электростанциями и отдельными оптовыми потребителями в целях формирования необходимого объема, структуры и размещения резервов электрической мощности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей в случае непредвиденного выхода из строя генераторов или линий электропередачи;
Региональная электрическая сеть (далее - РЭС) - совокупность линий электропередачи и подстанций напряжением 110 кВ и ниже, обеспечивающих передачу электрической энергии в пределах одной административно- территориальной единицы (области), а также между НЭС и потребителями;
Реактивная электрическая энергия - энергия, которая расходуется на создание электромагнитных полей в электроустановках;
Региональная электросетевая компания - энергопередающая организация, эксплуатирующая электрические сети регионального уровня;
Реестр коммерческого учета - реестр, содержащий информацию, связанную с комплексом коммерческого учета. Информация включает в себя тип и технические спецификации оборудования, данные по проверке и калибровке, данные, относящиеся к конкретному участку и так далее;
Резерв замещения (холодный резерв) - резерв мощности, имеющийся в наличии для замены краткосрочного выхода из строя генерирующей установки, или долговременного отсутствия генерации, которая не может быть восстановлена из первоначального источника;
SCADA - сокращенное название для "Системы диспетчерского контроля и сбора данных" - компьютерной системы, работающей в режиме реального времени, используемой для мониторинга и контроля электрической сети в режиме реального времени;
Сбор данных коммерческого учета - процесс поиска, проверки и обработки данных коммерческого учета;
Система обеспечения безопасности - система мер, включающая процесс подачи напряжения, изолирования, заземления и выпуск соответствующего документа;
Системная авария - аварийное нарушение режимов работы объектов электроэнергетики, приведшее к потере устойчивости единой электроэнергетической системы и разделению ее на части;
Системное испытание - испытание энергосистемы;
Системный оператор (далее - СО) - организация, осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление, обеспечение параллельной работы с энергосистемами других государств, поддержание баланса в энергосистеме, оказание системных услуг и приобретение вспомогательных услуг у субъектов оптового рынка электрической энергии, а также передачу электрической энергии по национальной электрической сети, ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;
Событие - любое незапланированное (или прогнозируемое) событие в энергосистеме, включая аварии, повреждения, отказы и так далее;
Событие системного значения - событие в энергосистеме одной стороны, которое имело или может иметь серьезные и/или далеко идущие последствия для энергосистемы другой стороны;
Соединение - объединение электрических сетей электросетевых компаний и/или пользователей;
Субъект оптового рынка электрической энергии - энергопроизводящие, энергопередающие, энергоснабжающие организации, потребители электрической энергии, системный оператор, оператор централизованной торговли электрической энергией и иные организации, осуществляющие деятельность на оптовом рынке электрической энергии;
Сторона - лицо или организация, участвующая в работе электроэнергетической отрасли Республики Казахстан;
Счетчик коммерческого учета - устройство, предназначенное для измерения и учета электрической энергии при ее производстве, передаче и потреблении;
Суточный график производства-потребления электрической энергии - утвержденный системным оператором документ, регламентирующий почасовые величины производства и потребления электрической энергии на каждые календарные сутки в соответствии с договорами по купле-продаже электрической энергии, заключенными участниками оптового рынка на рынках децентрализованной купли-продажи электрической энергии и централизованной торговли электрической энергии;
Телекоммуникационная сеть - оборудование и каналы связи, обеспечивающие передачу информации между устройствами внутри одной информационной системы, и между информационными системами;
Техническая диспетчеризация - услуга, оказываемая системным оператором по осуществлению централизованного оперативно-диспетчерского управления режимами производства и потребления электрической энергии в ЕЭС Казахстана;
Точка подключения - согласованная точка энергоснабжения, установленная между электросетевой компанией и пользователем;
Трансформатор собственных нужд электростанции - трансформатор, обеспечивающий энергоснабжение оборудования собственных нужд электростанции;
Управляющее воздействие противоаварийной автоматики (далее - УВ ПА) - автоматическое воздействие на оборудование по сигналу ПА (отключение- включение оборудования или нагрузки, загрузка-разгрузка оборудования и тому подобное) с целью выполнения возложенных на ПА задач;
Устройство хранения данных - устройство, обеспечивающее сбор данных по электрической энергии, комплектацию их в пятиминутные интервалы, хранение минимума данных за 50 дней и электронный доступ для СО через телекоммуникационную сеть. Данное устройство может быть отдельной единицей оборудования или соединено с приборами измерения энергии в одном физическом устройстве;
Устройство сбора данных (далее - УСД) - оборудование и программное обеспечение, выполняющее сбор данных коммерческого учета;
Фактическая точка коммерческого учета (далее - ФКТУ) - точка, в которой измеряется количество электрической энергии;
Централизованное оперативно-диспетчерское управление - осуществляемый СО 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;
Центральное диспетчерское управление (далее - ЦДУ) - подразделение, входящее в структуру системного оператора, отвечающее за оперативное управление ЕЭС Казахстана и надежность ее работы, включая балансирование и обеспечение качества электроэнергии;
Эксплуатация - запланированная деятельность, относящаяся к эксплуатации энергосистемы;
Электрические сети - совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи, предназначенная для передачи электрической энергии;
Электрические станции - энергоустановка, предназначенная для производства электрической энергии, содержащая строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;
Электросетевая компания - юридическое лицо, которое управляет и эксплуатирует электрические сети на праве управления или собственности;
Электросетевые правила (далее - ЭСП) - настоящие Правила;
Электростанции для запуска системы из полностью обесточенного состояния - электростанция, имеющая одну или несколько генерирующих установок для пуска системы из полностью обесточенного состояния;
Электростанции с самозапуском - электростанции, которые располагают возможностью поднять частоту вращения одной или нескольких генерирующих установок до синхронной частоты вращения и обеспечить возобновление подачи питания в электрическую сеть в случае отсутствия энергоснабжения сети. Данные технические возможности могут быть обеспечены источниками энергоснабжения для собственных нужд, или в соответствии с соглашением, заключенным с внешним источником энергоснабжения;
Энергопроизводящая организация (далее - ЭПО) - организация, осуществляющая производство электрической и (или) тепловой энергии.
Параграф 2. Цель и задачи ЭСП
2. ЭСП определяют технические требования и условия работы электрической сети, устанавливают отношения между различными ее участниками и регулируют следующие вопросы:
1) планирование развития электрических сетей и ЕЭС Казахстана в целом;
2) условия доступа к электрическим сетям;
3) управление работой ЕЭС Казахстана;
4) организация коммерческого учета электроэнергии;
5) услуги региональной электрической сети;
6) составление графиков и оценка надежности работы ЕЭС Казахстана;
7) оказание услуг по технической диспетчеризации. <*>
3. ЭСП регулируют отношения между различными пользователями электрических сетей. При этом они не содержат положений, регулирующих внутреннюю деятельность электросетевых компаний.
4. Основными субъектами исполнения настоящих ЭСП являются:
1) технический оператор ЕЭС Казахстана;
2) электросетевые компании;
3) рыночный оператор;
4) энергопроизводящие организации;
5) потребители электрической энергии;
6) энергоснабжающие организации;
7) торгово-посреднические компании.
Параграф 3. Непредвиденные обстоятельства
5. В случае возникновения непредвиденных обстоятельств, неучтенных в настоящих ЭСП, СО и электросетевые компании соответственно (вопросы, связанные с линиями электропередачи межрегионального уровня относятся к СО;
вопросы, связанные с распределительными линиями электропередачи относятся к РЭК), в зависимости от случая, должны незамедлительно проконсультироваться со всеми вовлеченными сторонами для достижения соглашения по возможным действиям либо принять меры в соответствии с действующим законодательством Республики Казахстан.
Если соглашение между СО или электросетевой компанией и другими сторонами не было достигнуто, СО или электросетевая компания, должны определить необходимые меры для устранения возникших непредвиденных обстоятельств и уведомить стороны и уполномоченный орган о своем решении и доводах в пользу его принятия.
Во всех случаях, когда СО или электросетевая компания принимают такое решение, оно должно максимально учитывать мнение сторон по этому вопросу.
6. При исполнении решения каждая сторона должна следовать всем предписаниям СО или электросетевой компании, которые не должны нарушать надежную работу энергоустановок определенной стороны. СО или электросетевая компания должны незамедлительно проинформировать обо всех случаях непредвиденных обстоятельств и принятых решениях.
Параграф 4. Спорные вопросы
7. Споры, возникающие в процессе применения настоящих Правил решаются в соответствии с действующим законодательством Республики Казахстан.
Параграф 5. Сектор электроэнергетики Казахстана
8. Электроэнергетика Республики Казахстан состоит из энергопроизводящих организаций (ЭПО) различного назначения, электросетевых компаний, энергоснабжающих организаций, оптовых потребителей электроэнергии, Технического (ТО) и Рыночного операторов (РО), уполномоченного органа, осуществляющего функции государственного управления электроэнергетикой.
9. Государственное регулирование в области электроэнергетики заключается в:
1) лицензировании;
2) государственном регулировании тарифов (цен, ставок сбора);
3) демонополизации и приватизации объектов электроэнергетики;
4) государственном надзоре за надежностью, безопасностью и экономичностью производства, передачи, технической диспетчеризации и потребления электрической энергии;
5) разработке и утверждении нормативных правовых актов Республики Казахстан, нормативных технических документов, содержащих технические и технологические требования регулирования деятельности и отношений в сфере производства, передачи, технической диспетчеризации и потребления электрической и тепловой энергии, а также нормы, обеспечивающие надежность, экономичность и безопасность строительства и эксплуатации линий злектропередачи, электро- и энергоустановок.
10. Рыночные отношения в электроэнергетике осуществляются в соответствии с нормативными правовыми актами Республики Казахстан.
Рынок электроэнергии состоит из следующих параллельных и взаимодополняющих рынков:
1) рынка децентрализованной купли-продажи электрической энергии, функционирующего на основе заключаемых участниками рынка договоров купли- продажи электрической энергии по ценам и условиям поставки, устанавливаемым соглашением сторон;
2) рынка централизованной торговли электрической энергии, представляющего собой организованную торговую площадку для купли-продажи электрической энергии на краткосрочном (спот-торги), среднесрочном (неделя, месяц) и долгосрочном (квартал, год) основании;
3) балансирующего рынка в режиме реального времени, функционирующего в целях физического и последующего финансового урегулирования почасовых дисбалансов, возникающих в операционные сутки между фактическими и договорными величинами производства-потребления электрической энергии в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан, утвержденными СО в суточном графике производства-потребления
4) рынка системных и вспомогательных услуг, функционирующего на основе как приобретения у субъектов оптового рынка электрической энергии, так и оказания СО соответствующих услуг субъектам оптового рынка электрической энергии для обеспечения установленных государственными стандартами надежности работы единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и качества электрической энергии. <*>
11. ОРЦТЭ выполняет функции:
1) осуществляет организацию и проведение спот-торгов;
2) осуществляет организацию и проведение централизованной торговли электрической энергии на среднесрочный (неделя, месяц) и долгосрочный (квартал, год) периоды;
3) обеспечивает равные условия доступа субъектов оптового рынка электрической энергии на рынок централизованной торговли электрической энергии;
4) определяет соответствие субъектов оптового рынка электрической энергии требованиям, установленным правилами централизованной торговли
5) осуществляет регистрацию и учет заключенных сделок по купле- продаже электрической энергии на централизованных торгах электрической
6) обеспечивает в пределах своей компетенции субъектов оптового рынка электрической энергии информацией по индикативным ценам на электрическую энергию, сложившимся на централизованных торгах и другой рыночной информацией. <*>
12. СО ЕЭС РК выполняет следующие функции:
1) оказывает системные услуги по передаче электрической энергии по национальной электрической сети в соответствии с договором, обеспечивает ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;
2) оказывает системные услуги по технической диспетчеризации, осуществляя централизованное оперативно-диспетчерское управление режимами работы единой электроэнергетической системы Республики Казахстан в соответствии с договором, включая составление фактических балансов и формирование суточного графика производства-потребления электрической
3) обеспечивает надежность работы единой электроэнергетической системы Республики Казахстан;
4) оказывает системные услуги по регулированию электрической мощности;
5) оказывает системные услуги по физическому урегулированию дисбалансов электрической энергии;
6) осуществляет последующее финансовое урегулирование дисбалансов электрической энергии в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан;
7) определяет объем, структуру, распределение резервов мощности между энергопроизводящими организациями и задействование резервов мощности в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан;
8) осуществляет организацию функционирования балансирующего рынка электрической энергии в режиме реального времени и рынка системных и
9) взаимодействует с энергосистемами сопредельных государств по управлению и обеспечению устойчивости режимов параллельной работы;
10) осуществляет техническое и методическое руководство по созданию единой информационной системы, автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии, сопряженных устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики всех субъектов оптового рынка электрической
11) обеспечивает равные условия для доступа субъектов оптового рынка электрической энергии к национальной электрической сети;
12) обеспечивает участников оптового рынка электрической энергии Республики Казахстан информацией, не затрагивающей сведения, составляющие коммерческую и иную охраняемую законом тайну;
13) согласовывает вывод в ремонт основного оборудования электростанций, подстанций, линий электропередачи, устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, систем технологического управления и обеспечения их готовности к работе;
14) участвует в разработке режимов работы гидроэлектростанций с учетом их водно-хозяйственных балансов и режимов работы единой электроэнергетической системы Республики Казахстан;
15) осуществляет разработку долгосрочного прогнозирования балансов электрической энергии. <*> 12-1. Централизованное оперативно-диспетчерское управление единой электроэнергетической системы Республики Казахстан заключается:
1) в управлении режимами производства, передачи и потребления электрической энергии в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан, реализующем условия договоров купли-продажи, передачи электрической энергии, регулирования электрической мощности, балансирования производства-потребления электрической энергии;
2) в управлении режимами межгосударственных перетоков
3) в обеспечении предотвращения, локализации и ликвидации технологических нарушений в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан;
4) в оперативном управлении резервами мощности в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан;
5) в определении структуры, принципов, мест размещения, объемов и уставок систем релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, обеспечивающих надежную и устойчивую работу единой электроэнергетической
6) в формировании и утверждении суточных графиков производства- потребления электрической энергии в единой электроэнергетической системе
7) в составлении фактических балансов производства-потребления электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии. <*> Сноска. Параграф дополнен пунктом 12-1 - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 года N 222.
13. Энергопроизводящие организации (ЭПО) делятся на электростанции:
1) национального значения;
2) промышленного назначения;
3) интегрированные с территориями и электростанции теплоснабжающих предприятий.
К электрическим станциям национального значения относятся конденсационные электростанции большой мощности и гидроэлектростанции, используемые для регулирования графика нагрузки ЕЭС Казахстана.
К электростанциям промышленного назначения относятся электростанции, принадлежащие промышленным комплексам.
Электростанции, интегрированные с территориями - это электростанции, подключенные к сетям региональных электросетевых компаний, энергия которых реализуется преимущественно на розничном рынке.
14. Распределительные электросетевые компании (РЭК) производят передачу электрической энергии внутри отдельных регионов Казахстана и подключены непосредственно к подстанциям Национальной энергопередающей организации (СО). РЭК снабжают электрической энергией население, промышленных потребителей, сельское хозяйство и других потребителей.
15. Строительно-монтажные организации и специализированные ремонтные предприятия оказывают услуги по строительству, монтажу и наладке объектов энергетики и отдельных установок, а также услуги по специализированному ремонту для субъектов электроэнергетического рынка.
16. В отрасли действуют также специализированные научно- исследовательские и проектно-изыскательские институты. Они призваны решать проблемы внедрения новых эффективных энергосберегающих и экологически чистых технологий для производства и энергоснабжения потребителей.
Параграф 6. Рыночные отношения в электроэнергетике
17. Основными целями введения и совершенствования рыночных отношений в электроэнергетике Казахстана являются:
1) либерализация экономических отношений в сфере электроэнергетики;
2) обеспечение свободного и равного доступа к рынку электрической энергии продавцов и покупателей электрической энергии;
3) формирование конкурентной среды между продавцами электрической энергии. Повышение платежной дисциплины;
4) повышение надежности функционирования ЕЭС Казахстана на основе взаимной ответственности субъектов рынка, создания оптимальных режимов работы электрической сети, создания резервов мощности для предотвращения перерывов в потреблении электроэнергии при непредвиденном снижении мощности какой-либо генерирующей компанией или непредвиденном отключении какого-либо участка НЭС.
18. Рыночные отношения в электроэнергетике осуществляются в соответствии с действующими в каждый конкретный период времени нормативными правовыми актами Республики Казахстан и выражаются следующими основными рыночными операциями:
1) купля-продажа активной электрической энергии по срочным (форвардным) двусторонним договорам продавцов с покупателями по договорным ценам;
2) централизованная купля-продажа активной электрической энергии на открытых конкурсных торгах наличной мощностью в режимах "за день вперед" и "за час вперед", осуществляемых Рыночным оператором;
3) централизованная купля-продажа резервов активной электрической мощности с целью предотвращения случайных нарушений баланса электрической энергии в темпе реального времени;
4) централизованная торговля резервами активной мощности и электроэнергии для поддержания непрерывного электроснабжения потребителей с нормативным качеством электроэнергии в ситуациях аварийного отключения мощностей;
5) централизованная торговля регулирующей мощностью с целью регулирования суточных графиков производства электрической мощности отдельных энергопроизводящих организаций и графиков потребления мощности отдельных потребителей;
6) продажа услуг Технического оператора следующих видов:
управление передачей электрической мощности по организации параллельной работы субъектов рынка ЕЭС Казахстана, техническая диспетчеризация отпуска в сеть электроэнергии всех энергопроизводящих организаций и импортируемой электроэнергии по монопольным тарифам, установленным регулирующим органом;
7) предоставление Рыночным и Техническим операторами вспомогательных и дополнительных услуг (купля-продажа реактивной мощности с целью обеспечения качества напряжения в энергоузлах ЕЭС Казахстана, продажа пропускной способности НЭС и др.).
19. Субъектами рыночных отношений в электроэнергетике являются:
1) продавцы электрической мощности и энергии - энергопроизводящие организации (ЭПО):
электрические станции;
юридические лица, владеющие промышленными комплексами, в составе которых имеются электрические станции, обладающие избытками электрической мощности и электроэнергии для продажи на рынке электроэнергии;
энергосистемы сопредельных государств.
2) оптовые покупатели-перепродавцы:
торгово-посреднические компании (оптовые покупатели-перепродавцы);
энергоснабжающие организации;
электросетевые компании.
3) оптовые покупатели-потребители электроэнергии:
прямые (правомочные) оптовые потребители;
энергосистемы сопредельных государств, осуществляющие импорт электрической энергии из ЕЭС Казахстана.
4) энергопередающие организации:
Национальная энергопередающая организация (СО) управляет энергетическими системами 110-1150 кВ в соответствии с лицензией на передачу электрической энергии, выполняет функции СО на рынке оптовой электрической энергии по передаче электрической энергии от оптовых продавцов оптовым покупателям и предоставляет услуги по передаче нагрузки;
Региональные энергопередающие организации (РЭК), которые в соответствии с лицензией на передачу электрической энергии выполняют следующие функции:
передача электрической энергии от подстанций Национальной энергопередающей организации, а также передача электроэнергии от региональных электростанций, расположенных в определенных зонах обслуживания, на подстанции, принадлежащие региональным энергоснабжающим организациям, или на трансформаторные установки прямых потребителей, подключенных к региональным энергопередающим системам;
передача электрической энергии с выводов региональных электростанций, расположенных в определенных зонах обслуживания, на подстанции Национальной энергопередающей организации.
20. Организаторами ОРЭ, осуществляющими функционирование рынка электрической энергии являются:
Рыночный оператор;
Технический оператор;
Пул резервов электрической мощности.
РАЗДЕЛ 2. РАЗВИТИЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ
Глава 2. Развитие энергетической системы
21. Настоящий раздел развития энергетической системы определяет технические и конструктивные критерии и процедуры для использования электросетевыми компаниями всех уровней (национального, регионального и местного) при планировании и развитии электрической сети. Пользователи электрической сети при планировании и развитии их собственных систем должны также принять его к исполнению. Раздел развития энергетической системы определяет технические и конструктивные критерии и процедуры для использования их СО при разработке индикативного плана развития производства (ИПРП).
22. Настоящий раздел определяет взаимоотношения СО, электросетевых компаний, пользователей и ОРЦТЭ. В состав пользователей входят ЭПО, включая ЭПО с присоединением к сети напряжением 110 кВ и ниже, потребители и, при необходимости, электросетевые компании.
23. Перспектива развития электроэнергетики, в том числе и долгосрочное планирование развития электрических сетей, должны соответствовать национальной политике развития и использования генерирующих мощностей и электрических сетей.
24. ИПРП позволяет определить необходимость в опережающих рост электрических нагрузок, объемах реконструкции действующих и строительстве новых генерирующих мощностей, возможные оптимальные величины перетоков электроэнергии как внутри энергосистемы, так и со смежными (соседними)
энергосистемами и на их основе планировать необходимые мероприятия по повышению пропускной способности действующих и строительству новых электрических сетей межрегионального, регионального и местного уровней.
25. В ходе подготовки ИПРП осуществляются следующие мероприятия:
1) проводится обсуждение и обмен информацией между электросетевыми компаниями и пользователями для рассмотрения текущего состояния и перспектив развития сети, а также предложений по возможным нагрузкам с учетом влияния на надежность и устойчивость работы электрической сети;
2) предоставляется модель (структура) для обсуждения будущего развития с учетом информации о текущем состоянии системы;
3) обеспечивается предоставление информации электросетевым компаниям для разработки или оказания помощи в разработке планов развития сети, планировании и развитии экономичной, безопасной, надежной работы электрической сети;
4) осуществляется содействие пользованию электрическими сетями другими субъектами и устанавливаются стандарты и условия электроснабжения;
5) определяются информационные потоки, в частности данные для планирования системы, между электросетевыми компаниями и пользователями, а также определяются стандарты по их применению;
6) предоставляется информация пользователю, необходимая для оценки возможностей присоединения, а также для планирования и развития своей системы так, чтобы она могла быть совместимой с электрической сетью;
7) определяются стандарты для использования электросетевыми компаниями при планировании и развитии электрической сети.
26. Электросетевые компании предоставляют соответствующую информацию или выдают соответствующие рекомендации пользователям. Во избежание дублирования, если иное не предусмотрено данными Правилами, электросетевые компании предоставляют необходимую информацию или выдают рекомендации по требованию пользователя во время подачи заявки на присоединение или иное время.
27. Требования данной главы распространяются на следующие организации:
1) СО;
2) ЭПО, использующим электрическую сеть;
3) электросетевым компаниям;
4) потребителям нагрузки с прямым присоединением к соответствующим электросетевым компаниям;
5) ОРЦТЭ;
6) лицам, не указанным в подпунктах 1) и 3), которые подписали Договор на вход в электрические сети (договор на присоединение).
Параграф 1. Планирование электрической сети
28. Основное требование, предъявляемое к электрическим сетям всех уровней - обеспечение надежного электроснабжения потребителей и допустимых уровней напряжения в нормальных и аварийных режимах.
Для выполнения названных требований при планировании и развитии энергосистемы (развития ЭПО и электрических сетей), разработке схем присоединения и в плане развития электрической сети СО использует соответствующие нормативные правовые акты, научно-техническую и проектную документацию, используемую при планировании и разработке электрической сети.
Копии данных документов запрашиваются у СО или иных источников.
29. Выбор параметров напряжения электрических сетей осуществляется в соответствии с требованиями, установленными нормативными документами.
30. Проектирование и планирование электрической сети, осуществляется в соответствии с критерием "N-1", изложенным в нормативных документах по надежности и качеству. В отдельных случаях должен применяться критерий "N-2".
Критерий "N-1" означает, что система должна быть способна восстановиться в соответствии с требованиями, как по производству, так и по нагрузке в случае отключения любого крупного элемента многоэлементной группы.
Критерий "N-2" означает, что система должна быть способна восстановиться в соответствии с требованиями, как по производству, так и по нагрузке в случае отключения двух элементов многоэлементной группы.
31. Мероприятия по обеспечению надежности системы, используемые СО при разработке критериев планирования, должны предусматривать, что:
1) ни при каких условиях эксплуатации отключение ЛЭП напряжением 500 кВ или 1150 кВ из работы ЕЭС РК или любого другого элемента (ЛЭП, трансформатора, энергоустановки и т.д.), не внесет ограничений в работу соседних участков и не приведет к большой потере нагрузки;
2) при условии, указанном в подпункте 1) настоящего пункта, отпадает необходимость останавливать работу энергопередающей системы в результате выпадения одного элемента. Однако необходимо реорганизовать или изменить конфигурацию системы в кратчайший срок, чтобы она вновь соответствовала требованиям по надежности и устойчивости. Во время системного вмешательства выпадение любого другого элемента может подвергнуть опасности непрерывность работы системы и энергоснабжение потребителей;
3) возможны различные средства обеспечения надежной работы для более серьезных остановов, таких как одновременное выпадение из работы двух схем с двухцепными ЛЭП (помимо двухцепных ЛЭП на 500кВ или 1150кВ) или шины. Выбор таких средств зависит от результатов проведения сравнительного анализа технических и экономических факторов, таких как:
вероятность данного типа события;
последствия такого события;
издержки выполнения любого неизменного решения;
стоимость защитных мер по предотвращению распространения любого события.
32. Плановое развитие региональных электрических сетей осуществляют соответствующие электросетевые компании. <*> Параграф 2. План развития НЭС
33. План развития НЭС (далее - ПРНЭС) является документом, описывающим фактические и прогнозные изменения, усиление, дополнения или выбытия, имеющие отношение к электрической сети. В данном документе должны быть также указаны возможности осуществления новых присоединений в будущем, участки электрической сети, наиболее удобные для новых подключений и передачи будущих потоков электроэнергии. Такой план должен содействовать развитию конкуренции и развитию электрической сети.
ПРНЭС является основным документом для ввода в эксплуатацию электрических станций, линий электропередачи и подстанций основных межсистемных и межрегиональных сетей.
34. ПРНЭС разрабатывается с учетом новейших достижений науки и техники, технико-экономического обоснования решений, определяющих развитие электрических станций, электрических сетей и средств их эксплуатации и управления, при которых обеспечивается надежность работы ЕЭС и бесперебойное снабжение потребителей электрической энергией в необходимых размерах и требуемого качества.
35. ПРНЭС является исходным материалом для последующего проектирования энергетических объектов, а также для резервирования земельных участков для строительства электростанций, подстанций и линий электропередачи.
36. СО ежегодно разрабатывает и публикует подробный План развития НЭС (ПРНЭС) с перспективой на 3 года. ПРНЭС должен соответствовать Индикативному Плану Развития Производства (ИПРП). Он должен быть подготовлен в течение трех месяцев с момента публикации ИПРП. ПРНЭС должен учитывать все требования, указанные в ИПРП в отношении различных его участников и описывать, как эти требования учитываются или будут учтены в плане.
ПРНЭС должен соответствовать нормативным документам по планированию, используемых СО, при этом необходимо избежать ненужного дублирования информации и увеличения неоправданных затрат.
37. Основными пунктами содержания ПРНЭС, основанные как на текущих, так и прогнозных данных являются:
1) пропускная способность цепей;
2) потокораспределение;
3) нагрузка в точках электроснабжения;
4) предельные значения токов короткого замыкания для электрического узла;
5) потери при передаче электроэнергии;
6) системные возможности - зональные;
7) комментарии о возможности присоединения;
8) плановое усиление системы и/или изменение топологии;
9) конфигурация электрической сети.
38. СО разрабатывает ПРНЭС с использованием прозрачных критериев для всех участвующих сторон. План должен содержать описание всех процедур, использованных для его подготовки. Он должен содержать информацию о базовых случаях, используемых для анализа системы, процедуры проведения анализа, его результаты и т.д.
39. Если, по мнению какого-либо пользователя, ПРНЭС не содержит достаточно подробной информации о его конкретных потребностях, то данный пользователь может запросить у СО дополнительную информацию в соответствии с действующим законодательством.
40. Окончательный вариант ПРНЭС направляется в уполномоченный орган.
41. Окончательный вариант ПРНЭС утверждается и опубликовывается в установленном порядке.
42. Для подготовки СО ИПРП и ПРНЭС - каждый пользователь предоставляет СО стандартные и подробные плановые данные, указанные в настоящих Правилах. Эти данные предоставляются ежегодно и охватывают каждый год из десяти ближайших лет. Если представляемые данные не изменились, пользователь может сообщить об этом в письменном виде вместо их повторного предоставления.
Для содействия исполнения заявки на подключение - каждый пользователь предоставляет СО стандартные плановые данные, согласно пунктов 43-49 и предварительные прогнозные данные согласно пунктов 54-55 вместе с заявкой на подключение. По истечении двух месяцев со дня принятия заявки должны быть представлены подробные данные планирования в соответствии с пунктами 50-52.
43. Полная нагрузка пользователя и данные по активной энергии.
Данные о величине потребления собственных нужд электростанций с прямым присоединением к электрической сети представляются каждой ЭПО, согласно пункта 51.
Все пользователи предоставляют СО данные об энергопотреблении (активной и реактивной мощности) и о количестве активной энергии необходимой для работы их системы (включая все точки подключения). При определении своих потребностей в энергопотреблении и прогнозных потребностей в активной энергии, каждый пользователь должен стремиться избежать дублирования энергопотребления с другими пользователями.
44. Для определения следующих параметров потребления энергии в точке присоединения необходимы данные о прогнозируемом потреблении энергии (активной мощности) и коэффициенте мощности в каждой точке подключения:
1) максимальное потребление энергии (активной мощности) в точке подключения, которое может существенно повлиять на работу ЕЭС;
2) потребление во время пиковой нагрузки на электрическую сеть, определенную СО;
3) потребление во время минимальной нагрузки на электрическую сеть, определенную СО.
Все данные прогнозов о потреблении электроэнергии, указанные выше, должны относиться к каждой точке подключения и иметь следующий формат:
1) данные о потреблении электроэнергии системой пользователя, подключенной к электрической сети шинами, которая в нормальных условиях не работает отдельными секциями;
2) отдельные данные о потреблении электроэнергии системой пользователя, подключенной к электрической сети шинами, которая работает или будет работать отдельными секциями.
Все вышеуказанные данные о прогнозном потреблении электроэнергии предоставляются:
отдельно с учетом профиля (графика) производства всех энергоустановок;
на основе усредненных погодных условий.
Для оценки СО влияния на электрическую сеть различных нагрузок (потребления электроэнергии) в разные промежутки времени в течение года, каждый пользователь предоставляет дополнительные данные о прогнозном потреблении энергии. СО имеет право запросить эти дополнительные данные только один раз в календарном году.
45. Общие данные о потреблении энергии.
СО имеет право запросить информацию следующего характера:
1) подробные данные о каждой индивидуальной нагрузке, характеристика которой существенно отличается от стандартных типов нагрузок;
2) зависимость энергопотребления (активной и реактивной мощности)
от изменения напряжения и частоты в электрической сети при пиковой нагрузке;
3) средняя и максимальная несимметрия напряжений по фазам, вносимая в сеть нагрузкой пользователя;
4) максимальное содержание гармоник, вносимых в сеть нагрузкой пользователя;
5) подробные данные обо всех нагрузках, которые могут вызвать изменение в энергопотреблении более чем 1 мегаватт (МВт) в точках подключения.
46. Каждая ЭПО ежегодно предоставляет СО следующие текущие и прогнозные данные по каждой отдельной электростанции;
1) количество генерирующего оборудования и типы оборудования;
2) номинальная (установленная) мощность в мегаваттах;
3) номинальное напряжение на зажимах (кВ);
4) номинальный коэффициент мощности;
5) располагаемая мощность по месяцам года в мегаваттах;
6) технологический минимум генерирующего оборудования, в мегаваттах;
7) технологический максимум генерирующего оборудования, в
8) рабочая схема генератора на зажимах статора энергоустановки;
9) предполагаемый рабочий режим (базовая, средняя или пиковая нагрузка или резервная установка) на каждой электростанции и тип энергоустановки, а именно паровая, газовая турбина, гидро и т.д.;
10) прогнозный график выработки активной мощности для отдельных энергоустановок с прямым подключением к электрической сети. Необходимо представить данные о максимальном и минимальном энергопотреблении для пиковых дней в каждой точке подключения, нормального потребления энергии в течение рабочего дня, а также в субботу и воскресенье в точке подключения для каждого месяца года;
11) подробная информация о возможности энергоустановки работать без подключения к внешнему источнику питания, а также информация о любых изменениях этой возможности.
47. Необходимо представить следующие данные по каждому производителю:
1) номинальная мощность каждого генератора в Mvar и мегаваттах, переходное сопротивление по продольной оси, короткозамкнутый ротор, постоянная инерция;
2) номинальная мощность в МВА (МегаВольт-Ампер) повышающего трансформатора и реактивное сопротивление прямой последовательности (при макс/мин ответвлениях);
3) подробные данные о типе и категории возбудителя (вращающийся или стационарный).
48. Каждый пользователь с прямым подключением к электрической сети через существующую точку подключения ежегодно предоставляет СО следующие данные о своей системе на участке подключения:
1) схема размещения системы пользователя, однолинейная схема, включающая в себя:
расположение шин;
компоновку электрической схемы (воздушные ЛЭП, подземный кабель, трансформаторы и т.д.);
схема фаз;
схема заземления;
переключающие устройства;
рабочее напряжение;
номера устройств и номенклатура;
2) каждый пользователь представляет данные об эквивалентной общей проводимости своей первичной системы напряжений при нормальной частоте.
Сюда входят шунтирующие реакторы, присоединенные к кабелям, которые обычно не работают отдельно от них;
3) установки компенсации реактивной мощности:
тип компенсации (фиксированная или переменная);
емкостное и/или индуктивное номинальное значение или режим работы в Мvаr;
подробная информация о логике любого автоматизированного управления для определения рабочих характеристик;
точка подключения к системе пользователя - электрическое размещение и сетевое напряжение;
4) влияние токов короткого замыкания (КЗ) на электрическую сеть:
подпитка симметричным трехфазным током короткого замыкания (далее
- КЗ) во время повреждения;
симметричный трехфазный ток КЗ после существенного ухудшения сверхпереходного тока повреждения;
значения внутреннего сопротивления нулевой последовательности источника питания в системе пользователя с учетом вышеуказанной максимальной подпитки в точке подключения;
значение напряжения до возникновения КЗ, при котором были рассчитаны максимальные значения токов КЗ;
значения сопротивления обратной последовательности и сопротивления в системе пользователя в точке подключения.
49. Для получения данных о распределительных устройствах необходимо представить следующую информацию (включая автоматические выключатели, разъединители и отключающие устройства) во всех схемах, связанных с точками подключения, включая распределительные устройства на электростанциях:
1) номинальное напряжение;
2) рабочее напряжение;
3) номинальный отключаемый ток КЗ 3х - фазный (кА);
4) номинальный отключаемый ток КЗ 1 - фазный (кА);
5) номинальный отключаемый ток нагрузки 3х - фазный (кА);
6) номинальный отключаемый ток нагрузки 1 - фазный (кА);
7) номинальный ударный ток включения 3х - фазный (кА);
8) номинальный ударный ток включения 1 - фазный (кА).
Параграф 3. Подробные плановые данные
50. От всех пользователей должны быть представлены следующие подробные плановые данные:
1) однолинейная схема (с указанием соединений в соответствии с заданным форматом);
2) номинальные параметры соединений;
3) точка подключения и напряжение;
4) энергопотребление (активная и реактивная мощность) и графики активной энергии;
5) графики производства;
6) содержание гармоники;
7) чувствительность энергопотребления/колебания;
8) данные по управлению энергопотреблением;
9) возможности передачи потребляемой мощности;
10) место подключения (общая реактивная проводимость/подпитка током КЗ);
11) устройства реактивной компенсации;
12) данные о защите;
13) технические данные по оборудованию (указанные в подпункте 10)
пункта 52);
14) данные, поступающие с удаленных пунктов, и требования к передаче данных (в соответствии с подпунктом 10) пункта 52);
15) данные о перенапряжении в переходном режиме.
Параграф 4. Данные об энергоустановках
51. Величина потребления энергии на собственные и хозяйственные нужды. По каждой установке, имеющей трансформатор, необходимо предоставить информацию о его потребляемой мощности при номинальном выходе энергоустановки в мегаваттах (МВт).
Если электростанция имеет потребление электроэнергии дополнительно к потреблению энергоустановкой, которое она потребляет из электрической сети через пусковой трансформатор (трансформатор собственных нужд электростанции), ЭПО предоставляет прогнозы по каждому такому трансформатору на электростанции:
1) максимальное энергопотребление, которое, по мнению ЭПО, может существенно повлиять на работу электрической сети СО;
2) энергопотребление при пиковом потреблении в электрической сети;
3) энергопотребление при минимальном потреблении в электрической
52. Для получения данных о синхронных машинах и системах управления необходимо представить следующие данные об энергоустановках и
1) технические данные об электростанциях:
от точек подключения до электрической сети (текстовую информацию, схемы):
номинальное напряжение в точке присоединения, кВ;
общая установленная мощность электростанции, мегаватт (МВт);
самый крупный взаимосвязанный отказ.
в точке подключения:
расчет максимальной подпитки трехфазного тока КЗ, кА (симметричной, асимметричной);
минимальное полное сопротивление нулевой последовательности, % от 100 базы МВА;
минимальное полное сопротивление обратной последовательности, % от базы 100 МВА.
2) данные по каждой энергоустановке. Необходимо представить следующие данные по каждой энергоустановке:
установленная мощность;
номинальное значение мощности - МВА;
номинальное значение мощности - мегаватт;
номинальное напряжение на зажимах - вольт;
дополнительная нагрузка - мегаватт;
номинальная реактивная мощность - Мvаr;
минимальная и максимальная производительность;
турбина - постоянная инерции генератора в мегаватт/номинальная в МВА;
кратность токов КЗ;
номинальный ток статора;
номинальный ток ротора при номинальном значении МВА и коэффициенте мощности, номинальное напряжение на зажимах и номинальная скорость;
напряжение ротора, при котором вырабатывается вышеуказанный ток;
напряжение в режиме форсировки возбуждения ротора при номинальном напряжении на зажимах и номинальной скорости;
сопротивление статора;
синхронное реактивное сопротивление по продольной оси, переходное реактивное сопротивление и сверхпереходное реактивное сопротивление;
синхронное реактивное сопротивление по поперечной оси, переходное и сверхпереходное реактивное сопротивление;
реактивное сопротивление утечки статора;
реактивное сопротивление нулевой последовательности, реактивное сопротивление обратной последовательности и реактивное сопротивление Портье;
переходные постоянные времени по продольной и по поперечной оси при разомкнутой обмотке;
сверхпереходные постоянные времени по продольной и по поперечной оси при разомкнутой обмотке;
постоянная времени утечки по продольной оси демпфера;
график производственной мощности;
характеристика разомкнутого контура и цепи КЗ - графики;
кривая нулевого коэффициента мощности.
3) трансформаторы энергоустановок и электростанций. Необходимо представить следующие данные по трансформаторам энергоустановок и электростанций:
число обмоток;
номинальное значение МВА для каждой обмотки;
основное номинальное напряжение ответвления;
полное сопротивление прямой, обратной и нулевой последовательности для каждой обмотки;
группа соединенных обмоток;
кривая насыщения (вольтамперная характеристика стали магнитопровода).
Данные о переключателе ответвлений:
обмотка с отводами - текстовая диаграмма;
диапазон переключения ответвлений, размер шага;
тип переключателя ответвлений;
длительность цикла переключения ответвления.
4) реактивная мощность энергоустановки (рабочий график). Необходимо представить следующие данные о реактивной мощности энергоустановки (рабочий график):
коэффициент мощности, определяющий характер реактивной нагрузки;
коэффициент мощности, значение кратковременной реактивной мощности при минимальном значении активной мощности;
мощности при номинальном значении активной мощности, напряжение на зажимах и скорость.
5) данные о системе возбуждения. Необходимо представить следующие данные:
коэффициент передачи постоянного тока в контуре управления возбуждением;
номинальное напряжение возбуждения при номинальном значении МВА, коэффициент мощности, номинальное напряжение на зажимах и скорости;
максимальное напряжение возбуждения;
минимальное напряжение возбуждения;
максимальная скорость изменения напряжения возбуждения (повышения и снижения);
характеристика насыщения энергоустановки и возбудителя 50 - 120% (диаграммы);
динамическая характеристика ограничителя перевозбуждения и недовозбуждения (блок-схема).
6) регулятор нагрузки энергоустановки. Необходимо представить следующие данные:
максимальный, минимальный и номинальный статизм - %;
максимальный, минимальный и номинальный диапазон частот - Гц;
диапазон мегаватт;
возможность автоматического управления генерацией (АGС).
7) воздействие регулятора и обратная реакция энергоустановки.
Необходимо представить следующие данные:
устойчивая реакция на изменение частоты - мегаватт/Гц;
неустойчивая реакция на изменение частоты - мегаватт/Гц;
постоянная времени регулятора (в секундах);
максимальный сброс нагрузки;
подробная информация о системе регулирования в блок-схемах с указанием функций передачи отдельных элементов и единиц измерения - схемы;
динамическая модель системы валов турбогенератора в общем виде с указанием инерции компонентов, демпфирования и жесткости валов;
собственное демпфирование типов крутильного колебания валов (для каждого типа модели частоту, логарифмический декремент);
вырабатываемая мощность на каждом этапе работы паровой турбины (высокое, промежуточное и низкое давление на единицу максимальной мощности);
постоянные времени этапа и промежуточного перегрева;
параметры регулирования котла и уставки;
общая блок-схема системы автоматического управления блоком "котел - турбина".
8) данные о значениях уставок приборов релейной защиты энергоустановки.
Уставки следующей защиты:
потеря возбуждения;
перевозбуждение/недовозбуждение;
дифференциал;
обратная последовательность чередования фаз.
9) управляющие данные. Подробная информация о контуре возбуждения в виде блок-схем с указанием функций передачи каждого элемента и единицы измерения.
Уставки для следующих средств управления:
ограничитель пере/недовозбуждения;
ограничитель тока статора (если есть);
запрещающий ручной ограничитель;
компенсация падения нагрузки/разделение (если есть);
ограничитель напряжение/частота (если есть).
10) технические данные по оборудованию. Необходимо представить следующие технические данные по оборудованию.
Данные о координации изоляции, включающие:
номинальное импульсное выдерживаемое напряжение при ударах молнии - кВ;
номинальное кратковременное выдерживаемое напряжение промышленной частоты - кВ;
максимальный ток цепи;
номинальный кратковременный выдерживаемый ток;
условия окружающей среды, в которых используется такой ток;
метод заземления и номинальный ток;
загрязнение изоляции.
Данные, поступающие с удаленных пунктов, и требования к передаче данных.
Данные об измерительном оборудовании:
коэффициенты ТН и ТТ и сертификат проверки.
Данные о конфигурации и однолинейных схемах сети.
Данные защиты для точек присоединения:
область действия всех средств защиты на линиях электропередачи или кабелях - % на базе 100 МВА;
число средств защиты на каждой линии;
общее время устранения повреждения на близлежащих и удаленных объектах;
подробные данные об автоматическом повторном включении линии.
Данные по установке выдержки времени для всех переключателей ответвлений трансформатора.
Данные о компенсации реактивной мощности - местонахождение, номинальное значение, индуктивность, сопротивление, данные о специальных средствах регулирования и переключении всех шунтирующих реакторов и/или батарей конденсатора.
Параграф 5. Сетевые данные (предоставляемые СО пользователям)
53. Чтобы пользователи могли моделировать свои электрические сети, СО представляет пользователям следующую информацию:
1) подпитка симметричным трехфазным током КЗ во время повреждения;
2) подпитка симметричным трехфазным током КЗ после существенного ухудшения сверхпереходного тока повреждения;
3) внутреннее нулевое сопротивление источника питания и значения реактивного сопротивления в точке подключения соответствующее максимальной подпитке;
4) значение напряжения до повреждения, использованное при расчете максимального тока повреждения;
5) коэффициент прямой последовательности х/r во время повреждения;
6) значения сопротивления обратной последовательности и реактивного сопротивления электрической сети в точке подключения;
7) значения соответствующего полного сопротивления нулевой последовательности;
8) так как для части электрической сети напряжением 1150, 500 и 220 кВ будет рассчитан эквивалент, СО представляет соответствующие данные о трансформаторе.
Параграф 6. Предварительные данные об объекте
54. Каждая ЭПО при подаче заявки СО на новое подключение или модификацию существующего подключения представляет следующую информацию для проведения оценки заявки.
55. Заявка на присоединение (данные об энергоустановке) должна содержать:
1) название и тип установки;
2) предпочтительное расположение участка (перечень альтернативных вариантов);
3) допустимая передача мощности всей установки (максимальная в мегаватт и/или в МВА);
4) ожидаемая производительность (мегаватт/час в месяц);
5) ожидаемое энергопотребление вспомогательной системы;
6) тип установки и конфигурация;
7) природа любой возмущающей нагрузки;
8) технология, используемая предлагаемой энергоустановкой;
9) дата пуска в эксплуатацию;
10) минимальная генерация в мегаваттах (МВт);
11) номинальные значения МВА, мегаватт, переходное реактивное сопротивление по продольной оси, отношение короткого замыкания, постоянная инерции энергоустановки;
12) номинальное значение МВА повышающего трансформатора и реактивное сопротивление прямой последовательности (при мах/мin ответвлений);
13) подробные данные о типе и категории возбудителя, например возбудитель роторного или стационарного типа.
Параграф 7. Планирование региональной электрической сети <*> Сноска. Название с дополнениями - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 года N 222 .
56. Необходимо, чтобы региональная электрическая сеть соответствовала обязательным требованиям, установленными нормативными документами.
57. Электросетевая компания развивает и поддерживает эффективную, надежную и координированную систему электроснабжения, которая являлась бы при этом как экономичной, так и безопасной.
58. Для планирования развития региональных электрических сетей следует руководствоваться соответствующими нормативными документами.
Региональная электрическая сеть должна обеспечить энергоснабжение потребителей в соответствии с категориями по надежности поставок энергии.
При первой категории энергоснабжение должно обеспечиваться от двух независимых энергоисточников с перерывами только во время операций по смене энергоисточников. Третий источник должен предоставляться для любых специальных групп нагрузок.
При второй категории энергоснабжение должно обеспечиваться от двух независимых энергоисточников с перерывами на периоды, необходимые для выполнения операций по смене источников диспетчером или эксплуатационной командой на участке.
При третьей категории энергоснабжение должно обеспечиваться от одного энергоисточника при условии, что период перерыва в энергоснабжении равен только одному дню, если перерыв вызван ремонтными работами или текущим техобслуживанием.
59. Принципы построения, применяемые в региональных электрических сетях, оборудование и материалы должны соответствовать государственным стандартам, техническим спецификациям и другим техническим положениям.
Данный пункт излагает принципы построения для пользователей (кроме генераторов), подключенных к низковольтной стороне и запитываемых в однофазной или трехфазной цепи с защитой предохранителями и другими устройствами при номинальном токе в 100 Ампер или меньше.
Любая электроустановка пользователя должна соответствовать требованиям настоящих Правил.
По требованию пользователя, электросетевая компания обеспечивает соответствующей информацией по конструкции, построению и другим характеристикам сети, насколько это может быть обоснованно, включая:
справочник по характеристикам КЗ в низковольтных цепях и системах;
конструкционные возможности по защитному заземлению.
1) схема региональной электрической сети должна быть гибкой, приспособленной к разным режимам передачи электрической мощности и энергии, возникающих в результате изменения нагрузок потребителей, плановых или аварийных отключений элементов сети;
2) схема региональной электрической сети должна обеспечивать экономически и технически целесообразный уровень токов короткого замыкания (КЗ).
60. При проектировании и строительстве региональных электрических сетей должны применяться перспективные новейшие виды выпускаемого оборудования, соответствующие государственным стандартам, техническим условиям и действующим нормативным документам. В состав технических спецификаций включаются требования по номинальному току, напряжению, току короткого замыкания, электрической прочности изоляции, коммутационным способностям, температурным пределам по нагреву, климатическим условиям, требования по механической прочности и конструктивным особенностям, а также требования по качеству.
Спецификации оборудования, ЛЭП и кабелей должны быть такими, чтобы соответствовать эксплуатационным параметрам региональной электрической сети в рамках системы управления безопасностью, данные которой предоставляются электросетевой компании по ее требованию.
Оборудование должно подходить для использования при рабочей частоте, в пределах расчетных напряжений и номиналов КЗ региональной электрической сети, к которой оно подключено с должным учетом возможностей по стойкости к КЗ и режимов включения и отключения. При соответствующих обстоятельствах электросетевая компания обеспечит детальной информацией по системе, по которой предстоит произвести подключение.
Оборудование, ЛЭП и подземные кабели должны эксплуатироваться в пределах номинальных показателей по нагреву соответствующих стандартов, спецификаций и других соответствующих изданий, с учетом намеченных эксплуатационных параметров.
61. Заземление энергоустановок выполняется в соответствии с нормативными документами.
Мероприятия по подключению системы к контурам заземления должно проектироваться с таким расчетом, чтобы соответствовать требованиям нормативных документов.
Спецификация по ассоциированному оборудованию должна соответствовать напряжениям, налагаемым на оборудование. Требования к системам с несколькими заземлениями детализируются в нормативных документах.
62. Показатели и нормы качества электрической энергии в точках подключения региональной электрической сети к транспортной электрической сети должны соответствовать требованиям нормативных документов. Любое расширение или подключение к региональной электрической сети должно проектироваться так, чтобы оно не влияло на регулирование напряжением, принятое в региональной электрической сети. Информация по регулированию напряжения должна быть представлена электросетевой компанией по требованию пользователя. <*>
63. Региональная электрическая сеть и система любого пользователя, подключенного к региональной электрической сети, должна предусматривать защитные средства в соответствии с требованиями нормативных документов.
Стандарты и правила для защит региональной электрической сети должны соответствовать требованиями нормативных документов.
При планировании развития региональной электрической сети должна быть предусмотрена и выбрана релейная защита, обеспечивающая селективное отключение поврежденных участков без нарушения работоспособности неповрежденных участков. Выбор распредустройства сети низкого напряжения должен быть произведен обоснованно и с учетом фактических параметров линий, трансформаторов, с настройками, обеспечивающими быстрое отключение КЗ с целью предотвращения повреждения оборудования.
Для того, чтобы обеспечить нормальную работу региональной электрической сети, системы защит, эксплуатационные периоды, селективность и чувствительность на границе балансовой принадлежности должны быть согласованы между электросетевой компанией и пользователем при подаче заявки на подключение. Все эти данные могут быть пересмотрены электросетевой компанией с согласия пользователя.
Чтобы подстраховать выключатель с неуспешным прерыванием токов КЗ в системах на 6кВ, 10кВ, или 35кВ или другое оборудование со сходными как у выключателя функциями, должна быть предусмотрена резервная защита посредством другого выключателя или другого оборудования со сходными, как у выключателя функциями. Во время рассмотрения заявки на подключение, электросетевая компания согласовывает с пользователем необходимость резервной защиты. Если оборудование, обеспечивающее резервную защиту, принадлежит электросетевой компании, защита может быть ограничена до пределов необходимых для удовлетворения обязательных требований по отношению к региональной электрической сети.
Защита от перенапряжений должна предусматривать защиту ЛЭП и подстанционного оборудования от перенапряжений, вызванных грозовыми явлениями, учитывая возможность воздействия на электрическую сеть как прямых ударов молнии, так и индуцированных грозовых перенапряжений.
В сети с изолированной нейтралью должна быть предусмотрена защита от внутренних перенапряжений путем применения компенсации емкостных токов с использованием дугогасящих реакторов, а также применение антирезонансных ТН (нейтралей) и схем их включения.
64. Выбор спектра частот по воздушным линиям электропередач и его согласование с государственными органами Республики Казахстан возлагается на СО. Потребители, независимо от форм собственности, использующие оборудование ВЧ связи по таким линиям, должны предоставить СО подробную схему всех ВЧ каналов связи по таким линиям с указанием типов используемого оборудования и номиналов частот с привязкой к конкретным объектам.
Другие типы систем передачи сигналов могут быть использованы пользователем в региональной электрической сети только после согласования с электросетевой компанией.
Параграф 8. Содержание Плана развития региональной электрической сети
65. Каждый год электросетевая компания разрабатывает план развития региональной электрической сети (ПРРЭС) с детализацией схемы существующей сети и действительный в течение трех лет.
66. Каждая электросетевая компания создает схему с учетом всех электросетевых компаний и пользователей, находящихся в сфере охвата данной
67. ППРС включает следующие ключевые моменты:
1) выбор конфигурации, параметров и очередности строительства региональной электрической сети;
2) выбор средств компенсации емкостных токов и реактивной мощности, регулирования напряжения, снижение потерь электрической энергии в региональной электрической сети, обоснование ее параметров;
3) ориентировочная оценка необходимых капитальных вложений с обеспечением следующих моментов:
обеспечение устойчивости и надежности работы региональной обеспечение максимальной экономичности работы региональной электрической сети.
68. ППРС учитывает следующие факторы:
1) анализ существующей региональной электрической сети с точки зрения ее топологии, нагрузки, регулирования напряжения, ограничений;
2) определение активной мощности по отдельным подстанциям и энергоузлам;
3) определение нагрузок новой региональной электрической сети;
4) расчеты перетоков мощности в региональной электрической сети и обоснование предложений по развитию на основе этих расчетов;
5) составление баланса реактивной мощности и выявление условий регулирования напряжения в сети, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их типа и мощности;
6) расчеты мощностей короткого замыкания проектируемой региональной электрической сети и установление требований к отключающей способности коммутационной аппаратуры, разработка предложений по ограничению мощности короткого замыкания;
7) выбор и обоснование количества, мощности и мест установки дугогасящих реакторов для компенсации емкостных токов.
69. ППРС должен быть составлен в обычном формате, подлежащий согласованию с электросетевой компанией. К концу октября электросетевая компания должна выпустить ежегодный ППРС. Затем ППРС выпускается для СО, ОРЦТЭ, всех других электросетевых компаний и для всех других пользователей своей региональной электрической сети к концу ноября.
70. Если пользователь или другая электросетевая компания запрашивают дополнительную информацию у электросетевой компании, последняя, по требованию, должна подготовить документ с детализацией требуемой дополнительной информации. В нем детализируются текущие и последующие данные по мощностям цепей, по прогнозным перетокам мощностей и по нагрузкам в отдельной части или в частях региональной электрической сети.
Кроме того, в документе должны быть указаны уровни токов КЗ по каждому узлу региональной электрической сети, подпадающему в запрос-требование на дополнительную информацию. Электросетевая компания должна предоставить такой документ в течение одного месяца с даты подачи запроса-требования и с согласия пользователя оплатить расходы, связанные с подготовкой такого документа.
71. Электросетевая компания может востребовать только ту информацию, что необходима для нее касательно ее деятельности, предусмотренной лицензией на передачу электрической энергии или в соответствии с положениями настоящих Правил.
Параграф 9. Требования к данным по планированию
72. Для выполнения своих обязательств на передачу и распределение, электросетевая компания требует информацию и данные от всех пользователей региональной электрической сети, а также предоставляет информацию для всех пользователей региональной электрической сети. Пункты с 74-95, 114 детализируют такие требования.
73. Для создания возможности подготовки ППРС, данные планирования, перечисленные в настоящей главе, должны быть представлены каждым пользователем для электросетевой компании. Эти данные должны быть представлены в течение оговоренной недели каждого года и должны охватывать каждый год из вышеуказанных последующих трех лет. Если со времени подачи одного набора данных до времени подачи другого набора, в представляемых данных не произошло никаких изменений, вместо повторного представления одних и тех же данных, пользователь может представить письменное свидетельство, указывающее на то, что со времени предыдущей подачи данных, в них не произошло никаких изменений.
74. Пользователи региональной электрической сети предоставляют достаточные, обоснованно доступные данные/информацию по планированию при периодических поступлениях запросов на такие данные/информацию от электросетевой компании для того, чтобы электросетевая компания имела возможность осуществлять надежную и бесперебойную передачу электрической энергии. Для тех пользователей, от которых согласно настоящих Правил, требуется представление прогнозов на нагрузку, должно быть внесено требование по подготовке ежегодного представления для электросетевой компании. Это представление должно включать в себя план развития, покрывающий последующие как минимум три года и где пользователь приводит данные или информацию по планированию на пять лет вперед. При необходимости представляются также данные или информация, включающие повышение или снижение максимальной нагрузки, требования по передаче электроэнергии или данные по мощности генераторов.
75. В дополнение к периодическим обновлениям данных планирования, пользователь должен давать адекватное предупреждение о любом значительном изменении в его системе или рабочем режиме, чтобы дать возможность электросетевой компании подготовить свой собственный план развития, рассчитать бюджет для любых необходимых модификаций системы и внедрить вышеуказанные модификации. Такая информация должна включать по необходимости, повышение или снижение максимальной нагрузки, требования по передаче электроэнергии или данные по мощности генераторов. В случае незапланированных изменений в системе пользователя или в его рабочем режиме, пользователь должен оперативно уведомить об этом электросетевую компанию, для того чтобы электросетевая компания могла обеспечить все необходимые предупредительные меры реагирования на возможные последствия таких изменений.
76. Электросетевая компания (диспетчерская служба) должна выполнять расчет оптимальной реактивной мощности, передаваемой потребителю в часы максимальных и минимальных нагрузок и необходимой мощности компенсирующих устройств в его сети. Оптимальные мощности компенсирующих, установленных в сетях электросетевых компаний и потребителей, должны быть взаимоувязаны. Расчетные значения используются также при выдаче Технических условий для вновь подключаемых потребителей и при проектировании компенсации реактивной мощности у потребителей.
Результаты расчетов оптимальной реактивной мощности электросетевая компания должна довести до сведения проектных организаций и потребителей.
Потребители предоставляют электросетевой компании (ее диспетчерской службе) один раз в год следующую информацию:
1) потребление активной и реактивной электроэнергии за один зимний и один летний месяцы;
2) суммарную мощность конденсаторных установок отдельно по напряжениям 6-10 кВ и 0,4 кВ, в том числе регулируемых;
3) суммарную мощность синхронных двигателей 6-10 кВ без учета резервных;
4) количество синхронных двигателей;
5) суммарную располагаемую реактивную мощность синхронных двигателей в часы максимальных и минимальных нагрузок;
6) фактически используемая реактивная мощность синхронных двигателей в часы максимальных и минимальных нагрузок.
77. Пользователь должен обеспечить электросетевую компанию информацией относительно любой величины реактивной компенсации непосредственно или косвенно связанной с региональной электрической сетью, включая:
1) МВАр емкостная или индуктивная оценка оборудования и оперативный диапазон при изменениях;
2) данные о любых автоматических управлениях операционными характеристиками, которые могут быть определены;
3) точка подключения к региональной электрической сети.
78. Потребитель должен предоставить по требованию электросетевой компании сведения о реактивной проводимости сети при номинальных параметрах на момент подключения его к региональной электрической сети.
79. Пользователи, включая смежные или интегрированные электросетевые компании, предоставляют электросетевой компании подробные данные по присоединениям между их региональными электрическими сетями и сетями вышеуказанной электросетевой компании, требующей подробные данные с охватом таких положений, как параметры цепи, данные по распредустройствам и защитным схемам оборудования, напрямую подключенным к региональной электрической сети или влияющим на ее функционирование. Эти данные позволят электросетевой компании оценить все проблемы связанные с этими точками подключений. При этом процессы обмена информацией протекают на взаимной основе.
80. Каждое ЭПО с генераторами, подключенными к региональной электрической сети должно уведомить электросетевую компанию и/или СО о возможности их генераторов (генераторов ЭПО) запуститься и функционировать без подключения к внешним источникам энергоснабжения после полного системного обесточения. Также необходимо уведомить о любых изменениях связанных со способностью их генераторов работать без/от таких внешних источников.
81. Электросетевая компания и пользователь должны обменяться информацией об уровнях подпитки КЗ в точке подключения к региональной электрической сети в форме:
1) подпитка максимального и минимального трехфазного симметричного КЗ и фазозаземленного КЗ;
2) соотношение активного и реактивного сопротивлений цепи при КЗ;
3) для взаимосвязанных систем, эквивалентная сетевая информация.
82. Пользователь также предоставляет информацию для электросетевой компании по высоко мощным синхронным и асинхронным генераторам, подключенным к региональной электрической сети, которые подпитывают поврежденные участки сети и имеют значительное влияние на значение КЗ и работу распредустройства в момент отключения КЗ.
83. Для того чтобы произвести подключение пользователей к региональной электрической сети необходимо произвести обмен информацией о сопротивлении при подключении между электросетевой компанией и потребителем. Эта информация должна включать эквивалентное единичное полное сопротивление (активное сопротивление, реактивное сопротивление и реактивная проводимость шунта) параллельного пользователя или региональной
84. Там, где такая же нагрузка может быть получена от альтернативных электросетевых компании или точек энергоснабжения пользователей должен быть произведен обмен информацией о пропускной способности по нагрузке. Она должна включать долю нагрузки, которая обычно поставляется из каждой точки энергоснабжения и режимы (ручной или автоматический) при передаче в плановых/аварийных условиях.
85. Региональные электрические сети напряжением от 6 до 10 кВ должны обладать защитой от внутреннего перенапряжения.
В тех точках подключений, где существует граница имущественной принадлежности пользователей, подключенных к региональной электрической сети и электросетевой компании, между пользователем и электросетевой компанией по обоснованному запросу должен быть осуществлен обмен необходимой и достаточной информацией (физические, электрические схемы, параметры, спецификации и детали защиты) с целью произвести оценку последствий переходного перенапряжения.
86. Там, где электросетевая компания получила от пользователя какую- либо информацию или данные в соответствии пунктами 81-87 или там, где электросетевая компания предлагает провести модификации региональной электрической сети, которые, в каждом из этих случаев, по обоснованному заключению электросетевой компании могут затронуть систему любого из пользователей, она уведомляет пользователя об этих предложениях.
Параграф 10. Технические требования к данным, предоставляемым пользователями
87. Данный параграф определяет информацию необходимую для определения границ имущественной принадлежности между региональной электрической сетью и системой пользователя и он применяется ко всем уровням напряжения. Он детально описывает требования по данным, которые должны быть предоставлены пользователями региональной электрической сети в случае их обращения с просьбой о подключении или о модификации подключения или в случае, если электросетевой компании требуется предоставить информацию. Она исключает пользователей, подключенных к низковольтной стороне без производства энергии и защищенных плавкими предохранителями на 100 Ампер и ниже.
88. Подключение нагрузки при низком напряжении. Для снабжения при низком напряжении требуются следующие ограниченные данные:
1) требования по максимальной мощности (кВА или кВт);
2) тип и электрическая нагрузка оборудования;
3) дата подключения;
4) категория электроснабжения (N Критерия).
В некоторых случаях электросетевая компания может потребовать предоставления более детальной информации. <*>
89. По всем типам нагрузки, помимо тех, которые описаны в пункте 88:
1) требования по максимальной активной мощности;
2) требования по максимальной и минимальной реактивной мощности, тип нагрузки и механизмов регулирования, например, регулируемый выпрямитель или крупные электроприводы, тип используемого стартера;
3) максимальная нагрузка по каждой фазе во время максимальной нагрузки;
4) максимальные гармонические токи, используемые региональной электрической сетЬЮ.
90. Подробные данные о циклических колебаниях и о рабочем цикле активной мощности (и если нужно, реактивной мощности) в частности:
1) скорость изменения активной и реактивной мощности, включая ее уменьшение и увеличение;
2) минимальный повторяющийся временной интервал между колебаниями активной и реактивной мощности;
3) величина самого большого шага изменения активной и реактивной мощности, включая ее увеличение и уменьшение.
В некоторых случаях потребуется более подробная информация для получения полной оценки влияния нагрузки пользователя на региональную электрическую сеть. Такая информация может в себя включать модель построения нагрузки и предлагаемую программу ввода в эксплуатацию. Если необходимо, электросетевая компания может отдельно запросить такую информацию. Электросетевая компания имеет право использовать информацию пользователя в соответствии с настоящими Правилами только в целях выполнения своих обязательств в отношении региональной электрической сети.
91. Генераторы, подключенные к региональной электрической сети, подразделяются на три основных класса, по которым ЭПО должен быть предоставлен следующий минимум информации электросетевой компании во время процедуры обращения за подключением или другим образом, в зависимости от того, как определит электросетевая компания:
1) генерирующие установки, подключенные под напряжение ниже 400 В с производством не превышающим 1 МВт, в качестве минимального требования для соответствия настоящим Правилам;
2) генерирующие установки, подключенные под напряжение менее 110 кВ (требования пунктов 92-95);
3) другие генерирующие установки, подключенные к региональной электрической сети (требования пунктов 33-55).
Параграф 11. Информация, предоставляемая всеми ЭПО, подключенными к региональной электрической сети
92. Необходимо, чтобы всеми ЭПО - кроме тех, которые исключены в соответствии с пунктом 91 (1) - для электросетевой компании была предоставлена информация по их генераторам и предложенному механизму взаимодействия между генераторами и региональной электрической сетЬЮ. Электросетевая компания может запросить от любой ЭПО следующую информацию до заключения Договора на подключение к региональной электрической сети:
1) данные генератора:
напряжение на зажимах (кВ);
соответствующие значения МВА/кВА;
расчетные значения МВт/кВт;
максимальная переданная активная мощность;
требования к реактивной мощности (Мvаr/кvаr), если они есть;
тип генератора - синхронный, асинхронный и т.д.;
тип первичного двигателя;
метод регулирования напряжения.
2) ожидаемый эксплутационный режим производства электроэнергии, например, постоянный, прерывистый, сглаживание пиков;
3) данные уровня подпитки КЗ;
4) данные трансформатора генератора, где это необходимо;
5) требования к добавочному энергоснабжению и/или резервному энергоснабжению.
93. Об устройстве интерфейсов предоставляется следующее:
1) средства синхронизации между электросетевой компанией и пользователем;
2) детали механизмов заземления части ЭПО, которая напрямую связана с региональной электрической сетЬЮ;
3) средства подключения и отключения, которые будут использоваться;
4) меры предосторожности, которые необходимо предпринять, чтобы обеспечить непрерывность безопасных условий, если какая-либо заземленная точка нейтрали системы ЭПО, эксплуатируемая при сверхвысоком напряжении будет отключена от заземления.
94. Относительно мощности и требований к резервам необходима следующая информация:
1) зарегистрированная мощность и минимальная выработка по каждому генератору и электростанции в МВт;
2) собственная (вспомогательная) нагрузка (активная и реактивная мощность) в МВт/Мvаr генераторов и электростанций, в условиях минимальной выработки. Для потребителей мощности с собственной выработкой электроэнергии она должна включать требования по добавочному и резервному
95. Иногда может понадобиться предоставление более или менее детальной информации в соответствии с типом и размером генератора или точки подключения к региональной электрической сети. Эта информация должна быть предоставлена энергопроизводящей организацией (ЭПО) по обоснованному запросу электросетевой компании. Информация, определенная в настоящем пункте, обычно требуется там, где мощность генератора превышает 1 МВт до заключения Договора на подключение генератора к региональной электрической сети. Необходимой информацией является следующее:
1) информация о генераторе (сопротивление pu по номиналам);
2) график производительности генератора в Мегаватт/Мvаr (на терминалах низкого напряжения) тип системы возбуждения;
3) инерционная константа МВт сек/МегаВольт-Ампер (вся машина);
4) регулятор сопротивления в цепи статора;
5) реактивное сопротивление по поперечной оси сверхпереходное /переходное/синхронизированное;
6) константы времени;
7) сопротивление/реактивное сопротивление прямой
8) сопротивление/реактивное сопротивление обратной
9) сопротивление трансформатора генератора, реактивное сопротивление, номинальное значение мегавольт-ампер (МВА), устройство отпаек, векторное групповое заземление;
10) блок-схема модели АРН, включая данные по коэффициентам усиления, коэффициентам передачи в прямом направлении и обратной связи, константы времени и пределы регулирования напряжения;
11) данные о регуляторе скорости и первичном двигателе - блок-схема модели регулятора генерирующей установки, с подробным описанием шарового регулятора, если имеется, системного регулирования и константа времени турбины вместе с номинальными характеристиками турбины и максимальной производительностью.
96. В дополнение к предоставлению электросетевой компании информации о генераторах, подключенных к региональной электрической сети, существует требование предоставить информацию Техническому оператору (ТО)
в соответствии с пунктами 46-47 настоящих Правил. Она должна быть предоставлена электросетевой компанией СО по специальному запросу.
Параграф 12. Индикативный план развития производства (ИПРП)
97. Ключевым критерием системы планирования производства электроэнергии является обеспечение энергетической независимости и национальной безопасности на базе развития самодостаточной энергетики для энергоснабжения экономики и населения.
Критерии, используемые для планирования производства электроэнергии в Республике Казахстан:
1) коэффициент обязательного резерва (установленная производственная мощность/пиковая нагрузка), МВт;
2) вероятность максимальной потери генерации (ВМПГ);
3) максимальное прогнозное значение дефицита энергии;
4) прочие стандарты и критерии.
98. Задачей индикативного плана развития производства (ИПРП)
является информирование участников рынка о перспективах развития новых энергоустановок и обеспечение работы энергосистемы в режиме достаточной и надежной поставки электроэнергии.
Для разработки ИПРП используются данные ПРНЭС.
99. Содержание Плана развития.
ИПРП должен иметь перспективу на три года. План должен в основном содержать анализ способов поставки электроэнергии для удовлетворения ожидаемого спроса в соответствии со стандартами надежности, а также с учетом возможности расширения объектов производства.
Ниже даны основные пункты ИПРП, включая текущие и прогнозные
1) текущая и перспективная пиковая генерация, нагрузка и потребление электроэнергии (для системы в целом и по регионам);
2) ожидаемое развитие энергопотребления (для различных категорий, таких как внутренние нужды, коммерческие услуги, сельское хозяйство и промышленность) на основе нескольких экономических сценариев (низкий, нормальный и высокий темпы экономического роста);
3) влияние суточного и сезонного графика нагрузки;
4) влияние развития технологий по сбережению энергии и возможностей управления побочным энергопотреблением;
5) установленные и перспективные генерирующие мощности (размер установки, тип установки (базовая, средняя или пиковая нагрузка), вид топлива, год ввода в эксплуатацию, год вывода из эксплуатации);
6) влияние развития небольших электростанций (работающих от энергии солнца, ветра и т.п.);
7) влияние возможного импорта и экспорта электроэнергии;
8) влияние возможных пропускных ограничений сети;
9) сценарии влияния различных цен на топливо;
10) выбор первичных источников с учетом использования различных видов топлива (возможно с учетом возобновляемых ресурсов и условий окружающей среды). <*>
100. ИПРП должен содержать информацию о степени надежности удовлетворения ожидаемого спроса при существующих возможностях поставки электроэнергии. Он должен содержать информацию о сальдо и дефиците генерации.
101. ИПРП должен содержать информацию о возможности расширения производства. Необходимо указать общую годовую потребляемую мощность для выполнения стандартных условий надежности, а также будущие объекты (размер объекта, предпочтительный тип электростанции, предпочтительный вид топлива).
102. Если СО не может эксплуатировать систему в соответствии со стандартными требованиями в результате текущего дефицита генерации, СО принимает все необходимые меры по обеспечению безопасности системы и защите поставки электроэнергии.
СО может выявить и внести предложения по инвестированию на основе практического опыта работы, инженерных решений и профессиональных расчетов.
103. ИПРП должен издаваться ежегодно. СО представляет ИПРП в уполномоченный орган. После принятия ИПРП уполномоченным органом ИПРП опубликовывается в установленном порядке с целью ознакомления его со всеми пользователям электрической сети и всеми участниками рынка в конце (ноября или октября) каждого календарного года.
Параграф 13. Конфиденциальность информации
104. Большинство данных для включения в ИПРП и ПРНЭС предоставляются независимыми коммерческими организациями, которые являются пользователями (или потенциальными пользователями) электрической сети. Информация об энергопотреблении пользователя или энергоустановках указывается в плане и используется для прогноза перетоков мощности.
Планируемый ввод в эксплуатацию новых объектов, потенциальное закрытие существующих электростанций и другая подобная информация пользователя не будет включена в планы без четко сформулированного разрешения пользователя или, если отсутствие такой информации окажет существенное отрицательное влияние на правильность планов. Если будет принято решение использовать такую информацию в вышеуказанных целях, будут предприняты все меры по сохранению анонимности такого заявителя на подключение.
РАЗДЕЛ 3. ПОРЯДОК ДОСТУПА К ЭНЕРГОСИСТЕМЕ
Глава 3. Порядок доступа к энергосистеме
105. Доступ к электрической сети предоставляет участникам рынка электрической энергии возможность подключения своих электроустановок к электрическим сетям электросетевых компаний и получать (выдавать) купленную (проданную) электроэнергию на справедливой и недискриминационной основе.
Все участники рынка должны также выполнять определенные требования и предусмотренные нормативными правовыми актами обязанности, обеспечивающие надежность работы ЕЭС Казахстана в целом и электрических сетей.
106. Для получения доступа к электрической сети каждый ее пользователь должен заключить с электросетевой компанией Договор на вход в электрические сети, в котором стороны определяют свои права и обязанности.
107. Первым этапом оформления доступа к электрической сети новых пользователей является получение разрешения на подключение к электрической сети. Все потенциальные пользователи должны обратиться к электросетевой компании и прийти к соглашению в отношении условий подключения.
108. Требования к подключению к электрической сети определяются в Договоре на вход в электрические сети (далее - Договор) на основе установленных норм. Договор представляет собой контрактное соглашение между электросетевой компанией и пользователем сети по каждой отдельной точке подключения. Включаемые в него документы определяют права и обязанности сторон, в том числе технические условия на подключение.
109. Пользователи, путем заключения с электросетевой компанией Договора должны обеспечить выполнение правил, процедур, технических условий и требований, изложенных в настоящих Правилах.
110. Порядок доступа к энергосистеме разработан таким образом, чтобы:
1) выполнялись необходимые правила и процедуры подключения новых или реконструированных устройств и оборудования пользователей и базовые правила подключения позволяли рассматривать всех пользователей на равной основе в соответствии со всеми законными и лицензионными обязательствами;
2) с помощью определения минимальных технических, конструктивных и эксплуатационных критериев в отношении пользователей любое новое или реконструированное устройство и оборудование, подключаемое к электрической сети, не навязывало дополнительных условий помимо тех, что определены в настоящей главе.
111. Настоящая глава доступа к энергосистеме распространяется на следующих субъектов электрической сети, включая:
1) ЭПО;
2) СО;
3) электросетевые компании;
4) поставщиков-посредников, которые будут обрабатывать заявки от имени потребителей;
5) потребителей электрической энергии, непосредственно подключаемых и подключенных к электрическим сетям.
Параграф 1. Порядок физического подключения к энергосистеме
112. Все потенциальные пользователи электрической сети желающие воспользоваться ее услугами, но не имеющие физического подключения к ней, а также уже подключенные пользователи, намеревающиеся увеличить потребляемую (выдаваемую) электрическую мощность, осуществляют подключение в соответствии с процедурами, изложенными в настоящей главе.
Для этого любой пользователь электрической сети должен подать письменную заявку в электросетевую компанию. Подключение потребителя или намеревающегося увеличить потребляемую электрическую мощность потребителя к шине ЭПО или электросетевой компании может быть сделано только с согласия сторон.
Технические условия на подключение к электрической сети субъектов мощностью 5 МВт и более выдаются на основании "Схемы внешнего электроснабжения потребителя" (обязательный объем и содержание "Схемы внешнего электроснабжения потребителя" приведен в Приложении 4 настоящих Правил), "Схемы присоединения (выдачи мощности) электростанции", разработанной специализированными проектными организациями, имеющими лицензию на данный вид деятельности.
Схема присоединения (выдачи мощности) электростанции в обязательном порядке согласовывается с СО и утверждается уполномоченным органом.
Проектирование и строительство дублирующих (шунтирующих) линий электропередачи и подстанций осуществляются с предварительного уведомления и согласования с уполномоченным органом, с государственным органом, осуществляющим контроль и регулирование деятельности в сфере естественной монополии и СО. <*>
113. Электросетевая компания должна предложить заявителю заключить Договор на вход в электрические сети, в котором в зависимости от категории заявителя должно содержаться следующее:
1) новые точки подключения;
2) существующие точки подключения;
3) модификации в точке подключения.
114. Для подключения потребителей электроэнергии требуется
1) для потребителей, имеющих собственные электростанции, должна быть определена контрактная величина электропотребления с указанием величины потребления энергии, поставляемой организациями по передаче электроэнергии, с учетом выработки энергии электростанциями потребителя или качества электроэнергии, поставляемой в энергосистему;
2) промышленные и приравненные к ним потребители, а также сельскохозяйственные потребители, чьи нагрузки равняются или превышают 750 кВА, должны:
подготовить балансы электрической энергии для предприятий в целом, а также для наиболее энергоемких производств и технологий на год или, по крайней мере, на ближайшие пять лет для того, чтобы иметь возможность спрогнозировать потребности в электрической энергии;
в ситуациях аварийного сброса нагрузки в системе электроснабжения выполнять требования ДЦ РЭК снизить (отключить) нагрузку или ограничить электропотребление в соответствии с графиком ограничения или отключения нагрузки, утвержденным в соответствии с разработанными процедурами;
поддерживать на границе балансовой принадлежности системы электроснабжения значения параметров качества энергии в соответствии с заключенным договором;
3) должны быть определены прогнозируемые рабочие режимы для электростанций на сутки, месяц, квартал, год и указаны к ним требования по изменению графика производства электрической энергии в зависимости от режима потребления;
4) графики нагрузки для рабочих и выходных дней на каждый класс напряжения.
Параграф 2. Договор на вход в электрические сети
115. Требования, при выполнении которых гарантируется подключение к электрической сети, излагаются в Договоре между пользователем и электросетевой компанией по каждой отдельной точке подключения к
116. Электросетевая компания, заключившая Договор на вход в сети должна обеспечить конкретному пользователю возможность получения такого количества и качества услуг, которые она соглашается предоставить соответствующему пользователю в объеме не в меньшем, чем она могла бы предоставить, если бы электрическая сеть планировалась, проектировалась и эксплуатировалась в соответствии с критериями, изложенными в настоящих Правилах.
117. Предложение на подключение должно содержать конкретные согласованные сторонами Технические условия на подключение к электрической
118. Технические требования к заявке потребителей должны содержать следующую информацию:
1) о точке подключения (балансовая принадлежность, конфигурация, список ассоциированных активов, соответствующая нумерация и номенклатура, уровни тока короткого замыкания (КЗ), подпитка тока КЗ, полное сопротивление подключаемой сети, номинальные характеристики ОРУ, номинальные уровни напряжения, тип оборудования защиты/время устранения повреждения/уставки реле, схемы телеотключения, особенности автоматики и т.д.);
2) согласованные объемы потребления, которые могут поставляться пользователю;
3) подробная информация об установке систем коммерческого учета электроэнергии с учетом потерь;
4) интервалы испытаний для ассоциированных систем защиты;
5) согласованные протоколы по координации технического обслуживания;
6) эксплуатационные схемы;
7) чертежи места установки;
8) любые особые условия места установки, ограничения, исключения и т.
д.;
9) любые требующиеся конкретные приоритеты, эксплуатационные условия и/или схемы присоединения;
10) любые другие данные в виде текста или графических схем, которые обе стороны сочтут необходимыми.
119. Конкретная информация, требуемая от каждого пользователя или потенциального пользователя электрической сети, зависит от типа, мощности и категорийности заявляемого присоединения.
120. Технические требования к заявке ЭПО изложены в пунктах 120- 121, дополнительные технические требования по содержанию заявки в пунктах 122-123.
Заявка должна содержать следующую информацию:
1) подробная информация о точке подключения:
балансовая принадлежность;
конфигурация;
список ассоциированных активов;
соответствующая нумерация и номенклатура;
уровни тока КЗ;
подпитка тока КЗ;
проводимость;
номинальные характеристики ОРУ;
номинальные уровни напряжения;
тип оборудования защиты/время устранения повреждения/уставки реле;
схемы телеотключения, особенности автоматики и т.д.;
2) схемы расщепления или разбивки на изолированные участки системы, которые могут повлиять на оборудование ЭПО;
3) уставки защиты генерирующей установки, реагирующие на уровень частоты и напряжения;
4) зарегистрированная мощность ассоциированных ЭПО;
5) особые требования к схеме присоединения в отношении стабильности параллельной эксплуатации;
6) информация об устройствах регулирования напряжения;
7) согласованные объемы потребления электроэнергии, которые могут поставляться потребителям непосредственно с шин ЭПО;
8) возможность получения части объемов, требующихся для технологического потребления, из внешнего источника в случае аварии в системе;
9) подробная информация об установленных системах коммерческого учета, организации учета и корректировке показаний систем с учетом потерь там, где действительный пункт учета отличается от определенного пункта учета в точке подключения;
10) интервалы испытаний для ассоциированных систем защиты;
11) согласованные протоколы по координации технического обслуживания систем защит;
12) эксплуатационные схемы;
13) чертежи места установки;
14) любые особые условия места установки, ограничения, исключения и т.д.;
15) любой особый приоритет, условия эксплуатации и/или организация коммутации, необходимые по соображениям безопасности;
16) любые другие данные в виде текста или графических схем, которые
121. Конкретная информация, требуемая от каждой ЭПО, намеревающейся подключиться к электрической сети, зависит от типа и мощности предлагаемого присоединения.
122. В Договоре на вход в сеть необходимо указать стандартные услуги, предоставляемые пользователю в каждой точке подключения.
Во время наиболее серьезного выхода из строя одного элемента энергопередающая способность может быть либо:
1) равной нулю;
2) представлять собой определенную часть энергопередающей способности в нормальном режиме;
3) нормальной.
123. В Договоре на вход в сеть может быть указан предполагаемый период времени, когда не может быть достигнут нормальный уровень энергопередающей способности, учитывая особенности сети, влияние месторасположения и времени года, которые могут воздействовать на технические характеристики электрической сети, а также случайный характер аварий элементов.
Параграф 3. Механизмы и процедуры подключения
124. Физическое подключение оборудования пользователя к электрической сети должно осуществляться в соответствии и изложенными в настоящем разделе процедурами подключения пользователей к электрическим сетям с учетом любых изменений, с которыми может обоснованно согласиться электросетевая компания.
125. Процедуры подключения и ориентировочные сроки их исполнения Действия Срок Исполнитель
1. Подача официальной заявки Пользователь
2. Выдача полного предложения 1 мес.
Электросетевая
(Технических условий) при компания предоставлении пользователем полной информации для объектов с суммарной мощностью до 1 МВт
3. Выдача полного предложения 1,5 мес.
суммарной мощностью свыше 1 МВт (если не требуется усиление сети)
4. Выдача полного предложения 2 мес.
(если требуется усиление сети)
5. Принятие предложения
6. Подписание соглашения компания и пользователь
7. Приемка объектов подключения Комиссия в составе:
компания, представители Комитета по Госэнергонадзору, генеральный подрядчик, потребитель
8. Выдача разрешения на включение Комитет по Госэнергонадзору
126. На первом этапе, потенциальный пользователь, желающий подключиться к электрической сети, а также уже подключенный пользователь, желающий увеличить потребляемую (выдаваемую) мощность, должен обратиться к соответствующей электросетевой компании с заявкой на получение Предложения. В процессе рассмотрения заявки на подключение, электросетевая компания согласовывает с пользователем уровень напряжения, на котором будет подключен пользователь в соответствии с порядком, установленным в электросетевой компании.
Электросетевая компания может указывать напряжение присоединения, отличающееся от обычного, чтобы избежать влияния помех, причиняемых оборудованием пользователя другим пользователям электрической сети.
127. До выдачи Предложения на подключение электросетевая компания должна удостовериться в том, что оборудование пользователя в точке подключения соответствует требованиям настоящих Правил и действующих нормативно-технических документов и стандартов.
128. Если параметры вновь подключаемой нагрузки не приведут к превышению пороговых параметров электрической сети, электросетевая компания разрабатывает необходимое Предложение на подключение на основе стандартных положений. Получив данное Предложение, потенциальный пользователь должен за свой собственный счет выполнить все указанные в нем работы.
129. Заявка на подключение.
При новом подключении, при изменении существующей точки подключения, каждый пользователь должен представить соответствующей электросетевой компании официальную заявку на подключение, информирующую его о типе, объемах, сроках и всех прочих необходимых данных. Эта информация необходима электросетевой компании для оценки заявки, включая пропускную способность, которую должно обеспечивать оборудование электрической сети. Это применяется ко всем заявителям на подключение, как к потребителям электрической энергии и ЭПО, так и к электросетевой компании, у которой может возникнуть необходимость подключиться к другой электросетевой компании либо через трансформатор, либо напрямую на том же уровне напряжения. В подобной ситуации, подключающаяся электросетевая компания считается пользователем.
130. При подаче заявки заявитель (потенциальный пользователь)
предоставляет следующие данные:
1) данные по планированию, как указано в основных положениях по развитию энергосистемы относительно подключения к электрической сети;
2) сведения по техническим данным, как указано в основных положениях по развитию электрической сети.
В случае необходимости дополнительной обработки заявки электросетевая компания может представить конфиденциальные данные другим электросетевым компаниям и СО.
131. Если структура или детальная техническая информация, представленная в заявке на подключение, не соответствуют требованиям, установленным электросетевой компанией и настоящим процедурам доступа к электрической сети, пользователь должен довести это до сведения электросетевой компании.
132. Технико-экономическое обоснование подключения энергопроизводящей организации (ТЭО на строительство электростанции)
должно включать раздел "Схема выдачи электрической мощности". Этот раздел должен рассматривать различные варианты выдачи электрической мощности и определять количество линий электропередачи и уровень напряжения, на котором электростанция может быть подключена к электросетевой компании.
Параграф 4. Предложение на подключение. Подключение, для которого не требуется усиления сети
133. В ответ на представленную заявку на подключение, электросетевая компания должна начать подготовку Предложения на подключение вместе со спецификациями (Техническими условиями) и представить заявителю готовое Предложение в срок, указанный в пункте 125 настоящих Правил.
134. При получении заявки, электросетевая компания должна принять все соответствующие меры, чтобы проинформировать заявителя обо всех рисках и обязательствах, связанных с подключением и возникающих в связи с каким- либо законодательством по планированию и охране окружающей среды.
135. Электросетевая компания может требовать от всех заявителей в обязательном порядке представлять любую дополнительную информацию, связанную с заявкой на подключение, которая обоснованно необходима для оценки технической деятельности и расходов по данному предложению.
136. Для поддержания уровня обслуживания электрической сети и качества электроэнергии электросетевая компания должна, в зависимости от ситуации, консультироваться с другими электросетевыми компаниями и/или пользователями других сетей. Электросетевая компания также должна определить следующее:
1) объем сведений по техническим характеристикам подключаемого оборудования;
2) масштаб и стоимость усовершенствований, которые могут быть необходимыми в других частях электрической сети;
3) возможное существенное влияние нового подключения на пропускную способность электрической сети.
137. При подготовке Предложения на подключение электростанции электросетевая компания должна рассмотреть следующие параметры:
предварительное значение перетоков между распределительными устройствами различного напряжения, распределение генерирующих установок по классам напряжения, электрическую схему выдачи электроэнергии и количество линий электропередачи каждого класса напряжения, отходящих от электростанции, характер и объем обменных перетоков электроэнергии. <*>
138. Если в заявке на подключение указано или электросетевая компания имеет веские основания считать, что подключение предлагаемого оборудования приведет к искажению формы кривой напряжения и тока, колебаниям напряжения или несимметрии между тремя фазами напряжения в той или иной точке подключения, то электросетевая компания должна довести до сведения пользователя допустимые уровни подобных искажений, которые должны быть достигнуты до подключения. Электросетевая компания также должна предоставить пользователю полную информацию, которая может обоснованно потребоваться последнему для проектирования оборудования таким образом, чтобы обеспечить достижение этих уровней.
139. При подготовке Предложения на подключение электросетевая компания должна включить положения по оборудованию дистанционного управления и дистанционного контроля, которое необходимо для эксплуатации электрической сети, как указано в настоящих Правилах.
140. Предложение на подключение должно включать предлагаемые условия подключения к электрической сети, а также все связанные с этим расходы, которые должен оплачивать пользователь. Предложение на подключение должно быть объективным и обоснованным, оно должно предусматривать безопасную и надежную эксплуатацию электрической сети. При определении расходов, электросетевая компания должна следовать наиболее экономичным методикам планирования и проектирования.
141. Предложение на подключение может содержать более одного варианта подключения к электрической сети и/или разные уровни и условия обслуживания.
142. Электросетевая компания и ее пользователь вправе вести переговоры по подключению и любым другим вопросам, имеющим отношение к подключению.
143. Выполнение требований технических условий в Предложении на подключение обязательно для заявителей и проектных организаций, которым поручается последующая разработка проекта подключения.
144. Срок рассмотрения (принятия) Предложения на подключение пользователем принимается согласно пункту 125 настоящих Правил или может быть определен сторонами. Этот срок должен быть достаточным для подробного изучения данного предложения потенциальным пользователем и обсуждения, если это необходимо с электросетевой компанией. В случае необходимости пользователь может попросить электросетевую компанию продлить этот срок.
145. Срок действия Предложения после его принятия пользователем устанавливается по договоренности сторон, но не менее срока, необходимого для проектирования и строительства объектов потенциального пользователя, определенных на основе действующих норм проектирования и строительства.
Параграф 5. Подключение, для которого необходимо усиление сети
146. Если в процессе рассмотрения заявки на подключение электросетевой компанией будет установлено, что существуют определенные факторы, понижающие надежность ее электрической сети (исчерпание пропускной способности линий электропередачи к подстанции подключения, к подстанции другой электросетевой компании, к которой она подключена и от которой она получает электроэнергию, превышение номинальной мощности установленных на подстанции сетей преобразовательных трансформаторов, устройств компенсации зарядной мощности подключаемых линий электропередачи потребителя, недостаточная мощность фильтрокомпенсирующих устройств, исключающих влияние технологических процессов потребителя на качество напряжения в сети), устранение которых потребует инвестиций со стороны электросетевой компании, то электросетевая компания в установленные в пункте 125 настоящих Правил сроки выдает заявителю предварительное Предложение (предварительные Технические условия) на подключение объекта к электросетевой компании. Электросетевая компания может порекомендовать заявителю обратиться в независимый проектный институт соответствующего профиля для проведения анализа предварительного Предложения на подключение.
147. Предварительное Предложение на подключение может быть также выдано заявителю и ЭПО при отсутствии у последних разрешения на использование участка под строительство. В этом случае потенциальный пользователь может использовать это предложение для проведения технической и экономической оценки различных вариантов использования участков под строительство.
148. В предварительном Предложении указываются:
1) точки подключения (подстанция, электростанция или линия электропередачи), напряжение, на котором должны быть выполнены питающие объект воздушные или кабельные линии, ожидаемый уровень напряжения в точках подключения;
2) обоснованные требования по усилению существующей сети владельца в связи с подключением электроустановок потенциального пользователя.
Параграф 6. Анализ и доработка заявки на подключение
149. При получении от электросетевой компании предложения на подключение, включая подробную информацию о необходимом усилении сети, потенциальный пользователь должен ознакомиться с ним и подтвердить свое согласие. По желанию он может договориться с электросетевой компанией и/или проектным институтом (проектной организацией), имеющей соответствующую лицензию на разработку схемы, провести независимую экспертизу данного Предложения.
Все проектные работы выполняются за счет средств заявителя.
150. Результаты разработки Схемы пользователь согласовывает с электросетевой компанией, после чего утверждает ее своим внутренним документом.
151. Если заявитель с нагрузкой или выдачей 1-10 МВт подключается к региональной передающей или региональной электрической сети, электросетевая компания и заявитель обязаны в течение одного месяца сообщить СО о статусе Предложения на подключение оборудования и направить копии заявки на подключение. При подключении мощности заявителя, превышающей 10 МВт электросетевая компания и заявитель должны согласовать заявку и Предложение на подключение с СО.
152. Все требования, включенные в Предложение, должны быть по согласованию сторон добросовестно подготовлены, предоставлены, использованы и считаться конфиденциальной информацией.
Параграф 7. Заключение Договора на вход в электрическую сеть
153. Если заявитель принимает к исполнению Предложение на подключение, он должен выполнить следующие действия:
1) в течение двухмесячного срока или иного срока, установленного по согласованию сторон, уведомить электросетевую компанию в письменном виде о том, что он принимает Предложение.
2) в течение месяца подписать Договор на вход в сеть с электросетевой компанией;
3) в течение месяца после подписания Договора на вход в сеть пользователь должен предоставить подробные плановые данные, указанные в разделе по развитию энергосистемы настоящих Правил. Электросетевая компания с этого момента может использовать эти данные при составлении плана развития НЭС, плана развития региональной электрической сети и индикативного плана развития производства.
154. В некоторых случаях по мере необходимости указанные выше сроки могут быть продлены по согласованию сторон.
155. Строительство подключаемых объектов. После разработки проектной документации потенциальный пользователь должен выполнить в полном объеме и за свой счет все мероприятия Технических условий. <*>
156. Построенные заявителем в соответствии с проектом на подключение объекты должны быть приняты комиссией, сформированной в
157. При подтверждении комиссией полноты и правильности выполнения всех мероприятий, указанных в Договоре на вход в сеть, Комитет Республики Казахстан по государственному энергетическому надзору выдает пользователю "Разрешение на включение".
Параграф 8. Право собственности - коммерческие границы
158. Граница между правом собственности на активы владельца электросетевой компании, приборы и оборудование, а также связанное с ними оборудование должно находиться на коммерческой границе, как это указано в нижеследующих пунктах. Во всех случаях коммерческая граница будет точкой подключения. Оборудование, требуемое для подключения пользователя к электрической сети, обозначено, как оборудование по межсетевому соединению (ОМС).
159. Электросетевая компания должна подготовить "Акт о разграничении балансовой принадлежности и разграничения эксплуатационной ответственности" с графическими схемами электрических соединений, показывающими согласованную границу права собственности. Электросетевая компания и пользователь сети должны сохранить копии данных документов.
Изменения по договоренностям в отношении границ, предложенные какой-либо из сторон, должны быть согласованы заранее и отражены в соответствующих графических схемах электрических соединений.
160. Коммерческая граница между пользователем и электросетевой компанией должна определяться в соответствии с пунктами 161-171.
161. Для действующих ЭПО коммерческая граница находится на стороне высшего напряжения распредустройства ЭПО, в точках подключения линий электропередачи, соединяющих их с электросетевыми компаниями.
162. Для вновь проектируемых ЭПО коммерческая граница должна находиться на стороне высокого напряжения цепей повышающих трансформаторов генераторов.
163. При передаче электроэнергии между отдельными электросетевыми компаниями или филиалами одной компании коммерческая граница согласовывается совместно с электросетевыми компаниями.
164. При передаче электроэнергии между НЭС и региональными электрическими сетями коммерческая граница должна находиться на высоковольтной (низковольтной) стороне понижающего трансформатора по договоренности электросетевых компаний.
165. По точке подключения между региональными электрическими сетями коммерческая граница согласовывается совместно с владельцами региональных электрических сетей.
166. Для пользователей, которые непосредственно подключены к НЭС или региональной электрической сети, коммерческая граница должна находиться в соответствии с Договором на вход в сеть.
167. Специальные условия.
При соблюдении общих правил, указанных выше, может возникнуть зависимость в каждом отдельном случае от специфических условий на местах, плана распределительного устройства, типа установок пользователя и т.д. Тогда в каждой отдельной точке подключения и коммерческая граница должны быть указаны в Договоре на вход в сеть и иллюстрироваться (где это необходимо)
соответствующими графическими схемами электрических соединений.
168. Право собственности и эксплуатации.
Пользователь владеет всем электрооборудованием, приборами и оборудованием на стороне точки подключения пользователя и обеспечивает безопасную работу и техническое обслуживание этих активов, в соответствии с законодательством Республики Казахстан, настоящими Правилами и положениям Договора на вход в сеть.
169. Активы пользователя на участке подключения, оборудование по межсетевому соединению, а также средства связи и снятия замеров и все связанные с ними приборы и оборудование должны быть подробно обозначены в Договоре на вход в сеть.
170. Электросетевая компания владеет всем электрооборудованием, приборами и оборудованием на своей стороне от точки подключения.
Электросетевая компания, если это применимо, владеет, эксплуатирует и содержит подстанцию высокого напряжения на участке подключения, а также совместно с СО, если это применимо, все другие активы подключения, которые могут потребоваться для подключения к электрической сети, в соответствии с законодательством Республики Казахстан, настоящими Правилами и Договором на вход в сеть.
171. Все расходы, связанные с новым подключением, оплачиваются пользователем.
Параграф 9. Условия подключения
172. При подготовке Предложения на подключение на основе данных и сведений, перечень которых приведен в пунктах 118-121, должны быть разработаны минимальные технические требования, критерии по проектированию и эксплуатации подключаемых объектов, которые должны быть выполнены пользователями, подключаемых к электрической сети, а также критерии, которые должны соблюдаться электросетевой компанией по отношению к части электрической сети в каждой точке подключения с пользователями.
173. Каждая электросетевая компания должна обеспечить адекватную надежность поставок электроэнергии потребителям в точке подключения.
Надежность эксплуатации систем электропередачи обеспечивается выполнением действий, описанных в настоящих Правилах.
174. Данный Порядок доступа к электрической сети требует, чтобы вышеупомянутая задача обеспечивалась следующими действиями:
1) выбор и проектирование схемы основных электрических присоединений к подстанции, обеспечивающей высокую операционную надежность в обычных и аварийных условиях, а также при выполнении ремонтных работ;
2) постоянной готовностью реагирования релейной защиты и противоаварийной автоматики.
175. Все оборудование на границе права собственности должно соответствовать критериям проектирования, содержащимся в настоящих Правилах и иных нормативных документов Республики Казахстан.
176. Присоединения электрической сети должны включать в себя соответствующую коммутационную аппаратуру для отключения установок пользователя электросетевой компанией.
177. Фактические условия в каждом отдельно взятом случае определяются в деталях в соответствующем Договоре на вход в сеть.
Параграф 10. Требования к электросетевым компаниям и общие требования к пользователям
178. Электросетевые компании владеют, содержат и эксплуатируют свои электрические сети в соответствии с указаниями, полученными от СО. Данные функции выполняются в соответствии с существующими на данный момент "Стандартами качества и безопасности Казахстанской энергосистемы" по планированию, эксплуатации и безопасности электрических сетей, нормативными и законодательными актами, всеми внутренними правилами электросетевых компаний. Электросетевые компании и СО должны обеспечить качество электроэнергии в точках подключения с пользователями, соответствующее требованиям настоящих ЭСП и действующих стандартов качества электроэнергии (по напряжению и частоте, гармоническим искажениям, колебаниям напряжения, асимметрии межфазного напряжения и т.д.).
179. Каждый пользователь эксплуатирует и обслуживает приборы и оборудование на своем участке и проектирует новое подключенное оборудование или предлагаемые изменения в соответствии с установленными требованиями нормативных документов Республики Казахстан, техническими параметрами участков подключения, изложенными в настоящих Правилах, стандартами и процедурами, на которые дана ссылка.
180. Пользователь соблюдает все условия настоящих Правил, превалирующих стандартов, процедур и технических условий по надежной работе, планированию, эксплуатации и техническому обслуживанию на своем участке и оборудования по межсетевому соединению. Пользователи владеют, эксплуатируют и обслуживают оборудование по межсетевому соединению, задействованному в подключении к НЭС и региональной электрической сети, а также резервные и вспомогательные установки, непосредственно подключенные к сетям в соответствии с настоящей главой.
Параграф 11. Требования к пользователям электрической сети
181. Технические условия на подключение пользователей к электросетевой компании должны разрабатываться в соответствии с действующими стандартами и нормативными документами, включать, но не ограничиваться, следующими требованиями:
1) к потреблению активной мощности - определить ограничивающие условия по:
скорости изменения потребления активной мощности;
пределам колебания нагрузки в сети пользователя;
2) к потреблению реактивной мощности:
определение коэффициента мощности, с которым подключаемый пользователь потребляет (выдает) электрическую энергию;
3) к искажению высшим гармоникам и асимметрии напряжения:
определение состава и допустимой величины высших гармоник в потребляемом токе, а также допустимой величины асимметрии напряжения;
4) к защитам и средствам управления и противоаварийной автоматики:
определение объема устройств средств релейной защиты энергоустановок, повышающих трансформаторов, шин и питающих линий, принадлежащих пользователю, в том числе устройства резервирования отключения выключателей и автоматического повторного включения, которые должны соответствовать требованиям соответствующих стандартов, действующих в Казахстане;
параметры настройки средств защиты:
определение уровней токов КЗ и их подпитки из системы;
определение типа оборудования защиты, времени на устранение КЗ, настройки реле;
определение настройки дифференциальной защиты для генерирующих установок/повышающих трансформаторов;
определение настройки защиты для генерирующих установок;
определение защиты зоны шинных соединений;
определение настройки защиты генерирующей установки, чувствительной по частоте и напряжению;
определение чертежей места установки.
Средства связи защитных устройств для ускорения сигналов, поступающих с устройств релейной защиты и дистанционного выключения коммутационных аппаратов.
Все электрические соединения к распределительному оборудованию с номинальным напряжением 110 кВ и выше должны иметь контрольные устройства синхронизации. Все синхронные генерирующие установки должны иметь автоматические устройства синхронизации высокого класса точности.
Частотная защита. Система отключения установок от сети должна соответствовать требованиям соответствующих нормативно-технических актов, действующих в Казахстане.
Скорость срабатывания защиты. Процент срабатывания системы при КЗ должен быть не менее 99%. Он является показателем способности системы защиты по отключению выключателей на поврежденном оборудовании.
Устройства регистрации КЗ должны соответствовать требованиям соответствующих стандартов проведения анализа КЗ, действующих в Республике Заземление. Должны быть представлены данные по компенсации емкостных токов КЗ на землю с использованием дугогасительных устройств.
Уровень КЗ. Номинальные характеристики КЗ оборудования пользователя в точке подключения.
182. Пользователь должен обеспечить такие входные и выходные импульсы напряжения, частоты, активной и реактивной мощности и точки отбора сигналов из своей системы, которые необходимы электросетевой компании для осуществления необходимого системного контроля.
183. В целях обеспечения управления и отслеживания работы электрической сети, необходимо установить связь между пользователями и Средства связи должны быть также установлены между пользователями электрической сети, всеми электростанциями, а также между пользователями и СО. Эти средства связи должны включать некоторые или все из ниже перечисленных возможностей:
1) первичные голосовые средства связи;
2) резервные или аварийные голосовые средства связи;
3) факсимильные аппараты;
4) телеметрические устройства для контроля системы;
5) электронные каналы передачи данных;
6) каналы связи для коммерческого учета;
7) фактические требования в каждом отдельно взятом случае подробно определяются в Договоре на вход в сеть.
184. Электросетевая компания и пользователь должны включить в Договор на вход в сеть свои обязанности по каждой точке подключения, включая:
1) вопросы собственности, управления, контроля, обслуживания в точке подключения;
2) оперативная схема - в назначенном формате;
3) чертежи общего плана участка - в назначенном формате;
4) спецификации ВВ оборудования и аппаратов;
5) спецификации телекоммуникационного и телеметрического
6) детали монтажа систем коммерческого учета;
7) схемы доступа к участку;
8) информация по защите (релейной);
9) информация по запланированным работам по РЗ;
10) соглашения по техническому обслуживанию;
11) обязательства по технике безопасности и охране труда.
185. Электросетевая компания и соответствующий пользователь должны разработать требования в соответствии с главой 4 раздела 4 настоящих Правил.
186. ЭПО должны иметь средства регулирования напряжения на генерирующих установках, средства регулирования частоты и реактивной мощности на межсистемных линиях связи в строгом соответствии с требованиями настоящих Правил, указаний СО или соответствующей электросетевой компании по эксплуатации и надежной работе электрической сети.
Каждая генерирующая установка должна соответствовать требованиям нормативно-технической документации по регулированию активной и реактивной мощности, частотным характеристикам и синхронной защите, принятой в Казахстане.
Параграф 12. Испытания
187. Все электросетевые компании имеют право проводить совместные испытания оборудования пользователя, подключенного к их сетям в соответствии с договором между данным пользователем и электросетевой компанией. Они проводятся с целью:
1) удостовериться о соответствии технических требований и стандартов фактическим положениям по участку подключения;
2) исследовать любую возможную угрозу технологического нарушения (в прошлом или потенциальную) в точке подключения;
3) определить аналитические параметры для моделирования или для оценки рабочих эксплуатационных характеристик соответствующего пользователя на предмет их соответствия требованиям условий Договора на вход в сеть.
188. Издержки за проведение испытания, выполняемого в соответствии с пунктами 187-198, должны быть оплачены электросетевой компанией, проводящей испытание. Однако если испытания показали значительное отклонение пользователем от определенных данных и/или несоответствие требуемым техническим спецификациям, указанным в настоящих Правилах, то расходы на испытание оплачивает пользователь.
189. Электросетевая компания, желающая проверить работу оборудования, должна известить соответствующего пользователя о проведении такого испытания как минимум за один месяц до его проведения. В извещении должно быть указано время начала испытания, его продолжительность и конкретное лицо, отвечающее за проведение испытания. Извещение также должно включать указание причины подобного испытания и предположительный источник несоответствия. В этом случае пользователи должны предоставить полный доступ на участок работ и всю необходимую помощь для проведения испытания. В случае если сторонам не удалось договориться об условиях, сроках и ходе проведения испытания и подписать соответствующий договор, стороны привлекают представителя Госэнергонадзора для разрешения возникших разногласий и проведения проверки.
190. Электросетевая компания должна соблюдать порядок работы на участке и не наносить ущерб пользователю. Она может вмешиваться в текущую оперативную деятельность предприятия лишь до той степени, которая адекватно необходима для выполнения испытания.
191. Электросетевая компания может подключить оборудование для тестирования или мониторинга к оборудованию пользователя или потребовать, чтобы пользователь сам подключил такие устройства. При выполнении мониторинговых (тестовых) работ владелец сети не должен никаким образом препятствовать мониторингу оборудования.
192. Текущее соответствие (пп.192-196).
Каждая ЭПО должна представить электросетевой компании доказательства того, что все ее генерирующее оборудование соответствует техническим требованиям настоящего раздела и положениям соответствующего
193. Каждая ЭПО и другие пользователи должны согласовывать с электросетевой компанией программу проведения мониторинга/контроля над соответствием, включая методику проведения мониторинга/контроля по всему оборудованию, для подтверждения текущего соответствия техническим требованиям в соответствии с договором между ними.
194. Электросетевая компания должна предоставить пользователю все результаты испытаний и параметры аналитической модели, полученной после тестирования, которые необходимы пользователю в соответствии с договором.
195. Если испытания на рабочие характеристики или мониторинг рабочих характеристик в режиме "в работе" показывают, что пользователь не соблюдает одно или более технических требований, пользователь должен:
1) незамедлительно известить об этом электросетевую компанию;
2) незамедлительно информировать электросетевую компанию о принимаемых мерах и графике проведения таких мер;
3) надлежащим образом предпринять такие меры и сообщить о ходе проведения данных работ ежемесячно перед электросетевой компанией;
4) провести дальнейшие испытания или мониторинг систем и оборудования по завершению корректирующих мер в целях подтверждения соответствия требованиям.
196. Если электросетевая компания имеет собственное обоснованное мнение о том, что существует или может существовать угроза безопасной работе электрической сети или качеству поставок, то она может потребовать от соответствующего пользователя отключить его нагрузку от сети. Пользователь может быть снова подключен к сети только тогда, когда он представит четкие, удовлетворяющие СО (электросетевую компанию) доказательства того, что его оборудование теперь соответствует необходимым требованиям.
197. Каждый пользователь должен координировать с электросетевой компанией проверку работы оборудования защитных систем, связанных с точкой подключения, в которой этот пользователь подключается к электрической сети.
Электросетевая компания может провести такие совместные испытания в следующие периоды:
1) перед подключением оборудования в работу на соответствующей
2) периодически, в соответствии с действующими нормативно- техническими документами и определенными в Договоре на вход в сети сроками.
198. Каждый пользователь должен хранить данные испытаний и тестирования в течение шести лет по каждому участку подключения по всем частям первичного оборудования. Расходы на проведение всех таких тестов /испытаний оплачивает пользователь.
199. Пользователи сети имеют право на добровольное длительное отключение своего оборудования от электросетевой компании. Если пользователь сети примет решение отключить на длительный срок это оборудование, при отсутствии каких-либо иных соглашений и если не предусмотрено иное соответствующим договором, он должен письменно уведомить о своем намерении, как минимум, за шесть месяцев до начала отключения электросетевую компанию и СО, а также всех своих субабонентов (если таковые имеются).
200. Пользователь сети оплачивает все расходы, непосредственно связанные с добровольным отключением и выводом из эксплуатации.
201. Электросетевая компания осуществляет процедуры по выводу из эксплуатации оборудования и уведомляет СО и других пользователей в случае, если эти процедуры по выводу оборудования из эксплуатации могут повлиять на условия и положения соответствующих Договоров на вход в сети, заключенных с ними.
202. Потребители электроэнергии, которые только потребляют электроэнергию, могут отключать свои электростанции от электросетевой компании в любое время при следующих условиях:
1) на длительное время, пользуясь согласованной процедурой отключения;
2) временно на основе соглашения электросетевой компанией или с СО об урегулировании электропотребления;
3) в соответствии с условиями соглашения о вспомогательных услугах.
Параграф 13. Принудительное отключение
203. Электросетевая компания может принять решение или же СО может дать указание ей на отключение производственных мощностей ЭПО от электрических сетей по следующим обстоятельствам:
1) для предотвращения и ликвидации аварийных ситуаций;
2) в соответствии с законодательством Республики Казахстан;
3) в соответствии с положениями соответствующего договора.
204. Во всех случаях отключения ЭПО, должна быть создана комиссия под руководством соответствующего уполномоченного органа для рассмотрения такого решения. Результаты решения комиссии должны быть переданы соответствующим сторонам.
205. ЭПО не выдается компенсация за потерянные доходы при принудительном отключении без предварительного на то уведомления при следующих обстоятельствах:
1) предупреждение надвигающейся угрозы для здоровья и безопасности людей или оборудования;
2) аварии на электростанции или на соединительном оборудовании;
3) невыполнение обслуживающим персоналом электростанции распоряжений электросетевой компании или СО;
4) другие обстоятельства, находящиеся вне полномочий СО или электросетевой компании, происходящие не из-за каких-либо намеренных действий или в результате нарушения контракта с их стороны и не поддающиеся планированию.
206. На потребителей электроэнергии распространяются требования, предусмотренные главой 4 настоящих Правил относительно вопросов:
1) обязательное снижение потребляемой мощности;
2) автоматическая частотная разгрузка.
207. Электросетевая компания должна гарантировать возобновление подключения оборудования ЭПО к электрической сети при условии, если:
1) электросетевая компания полностью удовлетворена тем обстоятельством, что аварийная ситуация, вызвавшая отключение генерирующей установки, полностью устранена;
2) электросетевая компания удовлетворена устранением причины, вызвавшей отключение в соответствии с требованиями настоящих Правил, нормативных документов Республики Казахстан или соответствующего Договора на вход в сеть;
3) нарушение Договора на вход в сеть, явившееся причиной отключения, устранено и ЭПО или потребитель электроэнергии предпринял все необходимые меры для предотвращения повторного нарушения.
208. Как только электросетевая компания получит распоряжение от СО на возобновление подключения, электросетевая компания должна незамедлительно выполнить это распоряжение.
РАЗДЕЛ 4. ПРАВИЛА УПРАВЛЕНИЯ РАБОТОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ
Глава 4. Порядок идентификации агрегатов и оборудования
209. В данной главе определен порядок идентификации агрегатов электростанций и сетевого оборудования, которые будут использованы на местах, включая границы раздела балансовой принадлежности. Это относится как к новым участкам, так и уже существующим.
210. Данная глава:
1) обеспечивает идентификацию всех подстанций, агрегатов электростанций и точек подключения, путем присвоения им названия, которое не может быть неверно истолковано и сокращенного названия;
2) определяет требования, согласно которым после подписания Договора на вход в электрическую сеть, все электростанции и подстанции на границах раздела балансовой принадлежности должны иметь систему идентификации электростанций и сетевого оборудования, принятую сетевой компанией. Электросетевая компания и пользователь используют общую систему идентификации электростанций и сетевого оборудования, что позволяет безопасно и эффективно эксплуатировать систему и исключить риск допущения ошибки диспетчером;
3) определяет порядок уведомления, действующий на границах раздела балансовой принадлежности об идентификации новых агрегатов электростанций, подстанций и/или оборудования, а также изменениях по идентификации существующих агрегатов электростанций, подстанций и оборудования.
211. Идентификация агрегатов электростанций, подстанций и оборудования в точках подключения должна включать в себя рабочую схему, подготовленную для каждого участка на своей стороне от границы раздела балансовой принадлежности в соответствии с порядком доступа к сети, описанную в главе 3 раздела 3 настоящих Правил.
212. Требования данной главы распространяются на следующих участников:
3) ЭПО, включая ЭПО, присоединенные к региональной электрической
4) потребители с прямым подключением.
Она не распространяется на пользователей, подключенных к сети низкого напряжения.
Параграф 1. Порядок идентификации. Названия объектов, участков и их сокращения
213. Для безопасной и эффективной работы очень важно, чтобы названия участков - подстанций, электростанций и точек подключения, присоединенных или являющихся частью электрической сети, не могли быть истолкованы неверно.
214. Основные сведения по всем участкам с напряжением (35kV) и выше должны содержаться в регистре базы данных. СО отвечает за ведение и внесение изменений в регистр базы данных.
215. Если электросетевая компания или пользователь планируют подключить новый участок к электрической сети, название этого участка должно быть в кратчайший срок согласовано с TO во избежание путаницы. После согласования СО присваивает ему название.
Параграф 2. Новое оборудование
216. Если электросетевая компания или пользователь планируют установить новое оборудование на границе раздела балансовой принадлежности, они должны уведомить других граничащих с ними субъектов о предлагаемой идентификации агрегатов и оборудования.
217. Уведомление соответствующим субъектам должно быть сделано в письменной форме и содержать рабочую схему с указанием нового оборудования и его идентификации.
218. Уведомление соответствующим субъектам должно быть сделано не позднее, чем за восемь месяцев до предполагаемой установки оборудования.
219. Получатели уведомления должны отправить ответ в письменной форме в течение одного месяца после его получения с указанием своего согласия или несогласия с предлагаемой идентификацией, а также подтвердить, что она не внесет путаницы в идентификацию существующих агрегатов и оборудования.
Если предлагаемая идентификация не приемлема, в ответе необходимо указать приемлемую идентификацию.
220. Если электросетевая компания и другие субъекты не могут прийти к соглашению, электросетевая компания вправе самостоятельно идентифицировать агрегаты и оборудование, которое будет использоваться на таком участке.
221. Пользователи имеют право запросить подробную информацию по системе идентификации агрегатов и оборудования для планирования идентификации своего оборудования и агрегатов на своей стороне от границы раздела балансовой принадлежности.
222. Согласованная подробная идентификация агрегатов и оборудования должна быть представлена TO для включения в регистр базы данных.
223. Электросетевая компания и каждый пользователь осуществляют изготовление табличек и нанесение надписей на оборудование с четким указанием его идентификации.
Параграф 3. Существующее оборудование
224. Каждый субъект участка, включая электросетевую компанию, по запросу любого другого субъекта предоставляет подробную идентификацию агрегатов и оборудования на своей стороне от границы раздела балансовой принадлежности.
225. Электросетевая компания и каждый пользователь обеспечивают соблюдение требований к идентификации в соответствии с действующим законодательством оборудования, установленного на своей стороне от границы
226. Внесение изменений в существующее оборудование.
Для изменения идентификации существующих агрегатов электростанций и сетевого оборудования, установленного на границе раздела балансовой принадлежности, электросетевая компания или пользователь будут применять вышеуказанные положения с внесением необходимых поправок, отражающих внесенные изменения.
227. Пользователь и электросетевая компания, изменяющий идентификацию своих агрегатов и оборудования, изготавливают и устанавливают новые таблички и надписи на эти агрегаты и оборудование.
Глава 5. Координация Безопасности
228. Настоящая глава устанавливает требования к применению координации мер безопасности при выполнении работ и/или испытаний в электроустановках высокого напряжения, связанных электрической сетью с электрическими устройствами других компаний.
229. Глава определяет основные принципы защиты персонала от опасных производственных факторов, когда при выполнении работ и/или испытаний на электростанциях или электроустановках высокого напряжения, требуется принятие мер безопасности на других электроустановках до точки
230. Мероприятия по безопасности необходимы при выполнении работ и /или испытании на электростанциях и/или оборудовании электрической компании или потребителя, когда для обеспечения безопасности требуется отделение и/или заземление электроустановок.
231. Требования главы распространяются к следующим участникам:
3) ЭПО с генераторами, подключенными к электросетям с напряжением ниже 110 кВ;
4) потребители электроэнергии, непосредственно подключенные к сети 6 кВ и выше;
5) поставщики измерительных приборов;
6) любые другие участники, определяемые электросетевыми компаниями, включая, если это необходимо, присоединения низковольтной сети согласно соответствующим параграфам данного раздела.
232. У всех электросетевых компаний и потребителей, участвующих в работах и/или испытаниях с высоким напряжением и входящих в ЕЭС Казахстана, должны быть разработаны системы мер предосторожности и правила безопасности, предназначенные для защиты персонала от опасных производственных факторов. Все принимаемые меры безопасности и предосторожности должны соответствовать требованиям нормативных документов Республики Казахстан.
233. Система обеспечения безопасности должна определить соответствующие организационные и технические мероприятия, применяемые для обеспечения здоровья и безопасности всех, кто принимает участие в работе или испытаниях оборудования электросети или электроустановках, присоединенных к ней. Это относиться к электросетевой компании, а также к потребителям, определенным в данном разделе.
234. Эта система обеспечения безопасности должна включать положения для запроса и регистрации необходимого объема работы и испытаний и соответствующих мер предосторожности в точках подключения, а также сроков уведомления, которые потребуются в нормальных условиях работы.
235. В течение шести месяцев после подписания Договора на вход в электрическую сеть, а также не позднее, чем за три месяца до пуска нового присоединения, копия собственных мероприятий по безопасности должна быть передана каждым потребителем и каждой электросетевой компанией тем субъектам, с которыми они имеют точку подключения. Перед подключением электросетевая компания должна рассмотреть и согласовать ряд мероприятий по безопасности потребителей относительно отключения и заземления. Любое изменение, внесенное в указанные мероприятия одной из сторон, должно быть немедленно сообщено заинтересованным субъектам. Это изменение должно быть рассмотрено и согласовано с электросетевой компанией.
236. Если все заинтересованные стороны, связанные в точке подключения, используют одинаковую процедуру обеспечения мер безопасности и используют одни и те же правила техники безопасности, то обмен документами не требуется.
237. В точках подключения, где существует эксплуатационная граница, заинтересованные стороны вместе решают, какую систему обеспечения мер безопасности принять. В любом случае, принятая система безопасности обеспечит организационные и технические мероприятия когда:
1) работа и/или испытания на оборудовании или электроустановках высокого напряжения должны производиться по обе стороны эксплуатационной границы;
2) если требуются отделение и/или заземление системы другой стороны.
238. Каждая электросетевая компания и каждый потребитель должны назначать лиц ответственных за безопасное проведение работ и координацию при выполнении мероприятий по обеспечению безопасности. Они должны обеспечить принятие соответствующих мер безопасности, включающие процессы переключения, отключения, заземления и выпуска документации согласно Договора на вход в сети для своевременного выполнения ремонта, который может затронуть других потребителей. Потребители могут использовать оперативный персонал для выполнения переключений до того, как прибудут ответственные лица. Лица, ответственные за безопасное проведение работ, несут ответственность в соответствии с действующим законодательством.
239. На объектах ЕЭС Казахстана только надлежащим образом подготовленные и обученные лица имеют право назначаться ответственными за безопасность работ. Обучение и тренировка по технике безопасности должны быть постоянными и многоуровневыми. Каждая электросетевая компания и потребитель должны обеспечить подготовку указанного персонала и проверку его знаний по технике безопасности.
240. Организация безопасного проведения работ и испытаний в электроустановках высокого напряжения на объектах ЕЭС Казахстана, должна соответствовать требованиям действующих нормативных документов.
241. Меры безопасности, предписанные требованиями действующего законодательства, должны охватывать как работы, так и/или испытания внутри каждой электрической компании и потребителя, а также работы и/или испытания по обе стороны точки подключения, где действуют более одной стороны.
242. Меры безопасности уточняют операции по переключениям, отделении, заземлении и производства работ, а также вопросы допуска к работам и/или испытаниям. Они также уточняют операции после окончания работ и/или испытаний и включении оборудования после его подготовки к работе.
243. Для согласования об останове для выполнения работ и/или испытаний в точке подключения следует подать письменную заявку другой стороне не позднее, чем за две недели перед необходимым отключением. Для осуществления останова, заявка должна быть согласована техническим руководителем другой стороны. В течение 1 (одной) недели после получения заявки сторона ее получившая должна согласиться на останов, либо предложить другие сроки.
244. В случае внеплановых работ и/или испытаний, требующих вышеуказанных мер предосторожности, координация по обеспечению мер безопасности может быть осуществлена по телефону с последующим подтверждением необходимыми стандартными типовыми документами, при условии согласования со всеми заинтересованными сторонами.
245. Для каждого подключенного объекта должна быть составлена соответствующая документация, подготовленная запрашивающим ответственным лицом по безопасности. В ней должна указываться последовательность необходимых действий, включающих переключения, отключения, заземление, обеспечивающих вывод в ремонт оборудования и действия после завершения работ и/или испытаний.
246. Документация по безопасности должна быть согласована между лицами, ответственными за безопасное проведение работ и исполняющими лицами, ответственными за безопасное проведение работ.
247. Вся работа по переключениям должна производиться согласно последовательности, указанной в программах или бланках переключений, включающих согласование о точках раздела и заземления. Для восстановления первоначальной схемы соответствующего оборудования, вышеуказанная последовательность действий производится в обратном порядке.
248. Для производства работ и/или испытаний на обеих сторонах точки подключения необходимы дополнительные специальные меры безопасности.
Стороны должны заключить соответствующее соглашение и производить работы в соответствии с действующим законодательством в установленном порядке.
249. Для отключения цепи или электроустановки лица, ответственные за безопасное проведение работ, с обеих сторон приходят к соглашению о том, где необходимо осуществить отключение. Это соглашение подписывается письменно обеими сторонами.
При невозможности достижения соглашения о месте осуществления отключения, работа не должна осуществляться.
250. Осуществление отключения стороны обязаны произвести в соответствии с соглашением о мерах предосторожности согласно пункту 249.
Стороны должны подтвердить друг другу, что отключение по соглашению выполнено и подтвердить идентификацию высоковольтной аппаратуры вплоть до точки подключения, для которой предназначено отключение. Подтверждение должно содержать следующее:
1) идентификацию высоковольтной аппаратуры, номенклатуры и нумерации позиции каждой точки отключения;
2) было ли отключение произведено разъединителями или расшлейфовкой;
3) при использовании разъединителей, определение положения коммутационной аппаратуры:
отключено и поставлено на блокировку;
поддерживается и/или обеспечивается надежным способом, который соответствует правилам безопасности соответствующей стороны;
4) при создании видимого разрыва, он должен соответствовать и поддерживаться согласно методу, установленному электросетевой компанией, либо потребителем в меру необходимости.
Подтверждение о выполнении отключения производится письменно
251. После подтверждения факта отключения обеими сторонами лица, ответственные за безопасное проведение работ, делают запрос о месте заземления оперативным персоналом, ответственным за безопасное проведение работ. При необходимости, может быть дано подтверждение, что заземление выполнено в предварительно согласованном месте. Подтверждение выполняется в письменной форме обеими сторонами.
Если соглашение о месте заземления не достигнуто работа не может быть продолжена.
252. Лица, ответственные за безопасное проведение работ, с обеих сторон должны осуществить и подтвердить его успешное выполнение.
Подтверждение содержит следующее:
1) идентификацию путем наименования высоковольтной аппаратуры, назначения его номенклатуры и нумерации или позиции по каждой точке и типу заземления;
2) в отношении используемого устройства заземления, что:
стационарное заземляющее устройство, обеспеченное устройством блокировки;
поддерживается и/или обеспечивается таким надежным способом, который соответствует правилам безопасности соответствующей стороны.
253. Подтверждение о заземлении записывается обеими сторонами.
254. Все действия, предпринимаемые лицами, ответственными за безопасное проведение работ, должны быть согласованы между собой, доложены друг другу, подтверждены устно и о них произведена соответствующая запись в оперативных журналах.
255. Обе стороны должны согласовать идентификацию установки, на которой произведены мероприятия по безопасности. Наряд, заполняемый уполномоченным лицом, ответственным за безопасное проведение работ, должен соответствовать основным требованиям:
1) записи должны быть разборчивы. Записи в наряде карандашом и исправления запрещены;
2) нумерация по усмотрению электросетевой компании или потребителя;
3) датировка должна иметь стандартный формат число-месяц-год;
4) кроме фамилий производителя работ должны быть записаны инициалы и группа по электробезопасности;
5) в наряде указывается идентификационный номер электроустановки.
256. После подписания наряда-допуска к соответствующей работе, завершения переключений и подготовки рабочего места уполномоченное лицо, ответственное за безопасное проведение работ, осуществляет допуск на рабочее место.
257. Выполнение работ производиться по плану той стороны, которую представляет уполномоченное лицо, ответственное за безопасное проведение работ.
258. Лицо, ответственное за безопасное проведение работ, выдает разрешение на проведение испытаний, при выполнении мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение работ. При этом должно быть получено подтверждение от исполняющих лиц. Получение подтверждения от исполняющих лиц, координирующих осуществление мероприятий по безопасному выполнению данного испытания, что никто не работает и не производит другие испытания или получил разрешение приступить к предлагаемым испытаниям на электроустановке или оборудовании внутри изолированного участка, согласованного для проведения испытаний и не получит какого-либо разрешения до тех пор, пока испытания не будут завершены или отменены, а уполномоченные лица, ответственные за безопасное проведение испытаний, не уведомят исполняющие лица, ответственных за безопасное выполнение работ, об их завершении или отмене, и тем самым об отмене требований.
259. По завершению или отмене испытания, уполномоченные лица, ответственные за его безопасное проведение, вернут право управления исполнительным лицам, ответственным за безопасное выполнение работ. Если перед испытаниями требуется снятие заземления и потом это заземление не восстановлено должным образом, это письменно фиксируется обеими сторонами.
260. После завершения работ и/или испытаний, запрашивающие лица, ответственные за их выполнение, сообщают исполняющим лицам, ответственным за их выполнение, о том, что соответствующие меры безопасности более не требуются.
261. Затем каждое лицо, ответственное за безопасное выполнение работ, должно зафиксировать этот факт письменно, подтверждая отмену необходимости обеспечения зафиксированных мер предосторожности и соответственно утверждая их отмену.
262. Последовательность коммутации и отмены мер предосторожности выполняется в соответствии с согласованным планом, как указано выше, а сообщение и фиксирование каждой стадии исполняются точно так же, как и при их применении.
263. Ни одна из сторон, отвечающая за безопасное выполнение работ, не может выдать распоряжение о снятии отключения, составляющей часть мер предосторожности, пока они не заверят друг друга о полном снятии заземлений.
264. Как только будет получено подтверждение от исполняющих лиц, ответственных за безопасное проведение работ, о снятии заземлений, стороны имеют право приступить к снятию отключения на основе внутренних процедур стороны, которую представляет исполнительное лицо, ответственное за безопасное выполнение работ.
265. В тот момент, когда принятые меры предосторожности становятся неэффективными по любой причине, исполняющее лицо, ответственное за обеспечение мер безопасности, должно сообщить об этом и о причинах случившегося уполномоченным лицам, ответственным за безопасное проведение
266. Принятые меры предосторожности должны соответствовать стандартным требованиям и гарантировать безопасность рабочего места.
Все стороны перед началом работы должны провести инструктаж персонала об особенностях работы на данном объекте и о возможной опасности, перед началом работы. При необходимости следует предусмотреть средства индивидуальной защиты.
267. На участках подключения должны быть созданы все условия для проверок руководством связанных сторон и представителями контролирующих организаций по безопасному выполнению работ.
268. Электросетевые компании и потребители должны согласовать и установить в письменном виде графики выполнения организационных и технических мероприятий, обеспечивающих безопасное проведение профилактических испытаний оборудования в соответствии с действующими
269. Электросетевые компании и потребители должны поддерживать соответствующую систему документации, в которой должны фиксироваться все соответствующие эксплутационные события, произошедшие в электрической сети или любой другой системе, подключенной к ней, а также координацию соответствующих мер предосторожности по проведению работ и/или испытаний.
270. Электросетевые компании и потребители должны вести всю документацию, необходимую для координации вопросов безопасности в соответствии с настоящим разделом, включая хронологическую запись всех сообщений, относящихся к ним и детальную информацию о предпринятых мерах предосторожности по проведению работ/испытаний и хранить ее не менее пяти лет.
271. Электросетевые компании и соответствующие потребители должны обмениваться схемами, содержащими достаточную информацию для персонала, осуществляющего контроль для выполнения возложенных на него обязанностей.
272. Там, где электросетевая компания считает нужным, необходимо установить соответствующие системы связи между электросетевой компанией и потребителями для надежного контроля за осуществлением мер безопасности.
273. Там, где электросетевая компания обоснованно решит, что необходим резервный или альтернативный канал связи для обеспечения выполнения мер безопасности, должны быть согласованы дополнительные средства связи с соответствующими потребителями.
274. Для обеспечения эффективной координации между электросетевой компанией и соответствующим потребителем должен быть произведен обмен списками номеров телефонов и позывных.
275. При необходимости электросетевая компания и соответствующий потребитель должны обеспечить круглосуточную работу оперативного персонала с соответствующими полномочиями.
Глава 6. Координация остановов и техобслуживания
276. Данная глава определяет следующее:
1) координация и разрешение остановов генерирующих установок;
2) координация и разрешение отключений линий электропередачи и электрооборудования транспортной сети, региональной электрической сети, электростанций и оборудования и аппаратуры, подключенных непосредственно к НЭС;
3) необходимость обмена информацией между СО и пользователями для разработки графика отключений линий электропередачи и электрооборудования для транспортной сети;
4) необходимость обмена информацией между распределительными сетевыми компаниями и пользователями региональной электрической сети для разработки графика отключений региональной электрической сети.
277. Настоящая глава координации остановов и технического обслуживания предназначена для обеспечения принятия решений и координации остановов генерирующих установок, линий электропередачи и сетевого оборудования. Координация остановов необходима для обеспечения выполнения требований по надежности и качеству поставки электроэнергии электрической сетью, а также, насколько это возможно, для сведения к минимуму числа и последствий ограничений в электрической сети.
278. Требования настоящей главы распространяются на следующих
2) ЭПО;
3) РЭК;
4) другие электросетевые компании;
5) прочие пользователи, подключенные непосредственно к электрической сети с напряжением 110 кВ и выше.
279. Одной из целей данного раздела по координации остановов и техобслуживания является обеспечение пользователей информацией, необходимой для безопасной и надежной эксплуатации электрической сети.
Объем данной информации зависит от размера, расположения и характера объекта пользователя и от того, насколько информация, предоставленная на любом этапе, подтверждается.
280. Электросетевые компании должны проводить техническое обслуживание и ремонт электрической сети в соответствии с современными стандартами по проведению технического обслуживания, проверок, ремонта и замены энергопередающего и распределительного оборудования. Эти стандарты предусматривают высококачественную, надежную и безопасную эксплуатацию и учитывают стоимость, местные географические и погодные условия, приемлемые нормативы для обеспечения надежности и качества поставок электроэнергии, принятие разумных технических решений и накопленный многолетний опыт работы энергетики.
281. Система технического обслуживания и ремонта предусматривает выполнение работ с нормативной периодичностью и с использованием определенного порядка, что предназначено для поддержания надежной и безопасной работы электросетевого оборудования с оптимальными трудовыми и материальными затратами.
282. Выполняемая работа должна включать в себя:
1) техническое обслуживание оборудования;
2) планово-предупредительный ремонт оборудования.
283. Система технического обслуживания и планово-предупредительных ремонтов электросетевого оборудования должна быть организована каждой электросетевой компанией и пользователем в соответствии с нормативными документами и с учетом специфичных местных условий.
284. Участники, перечисленные в пункте 278, осуществляют техническое обслуживание и ремонт, а также за модернизацию и обновление электросетевого оборудования.
Параграф 1. Порядок отключений в ремонт для энергопередающей сети
285. СО согласовывает планирование отключений линий электропередачи национальной электрической сети, останов генерирующих установок электростанций национального значения, РЭК и других пользователей, подключенных непосредственно к сети электропередачи в соответствии с передачей оборудования ИВЛ по способу диспетчерского управления. ЭПО, у которых генерирующие установки подключены к региональной электрической сети, представляют свои данные специализированным РЭК. Важно, чтобы осуществлялась координация годовых графиков остановов всех электростанций и электросетевых компаний с целью обеспечения надежности и стабильности эксплуатации всей электроэнергетической системы.
Для достижения этой общей цели СО должен выполнять следующее:
1) пересматривать и координировать предварительные сроки отключения линий электропередачи национальной и региональных сетевых компаний, запланированных остановов для генерирующих установок и других пользователей;
2) поддерживать связь со сторонами, подающими заявки, в целях оказания помощи в сведении до минимума предполагаемых ограничений в работе;
3) давать рекомендации по корректировке графиков запланированных остановов в течение года с целью соблюдения наиболее оптимальных режимов выполнения запланированных графиков остановов.
Параграф 2. Сроки
286. Годовая программа остановов и техобслуживания состоит из отдельных годовых графиков остановов соответствующих пользователей, оборудования и аппаратуры. Она также включает в себя графики отключений линий электропередачи и региональных электрических сетей.
Сроки, до которых должны быть представлены соответствующие графики, приведены в нижеследующей таблице:
Действие | Дата | Кем выполняется Представление графика отключений (до 20 июля) в соответствии с линий электропередачи и сетевого передачей оборудования оборудования ИВЛ по способу диспетчерского управления Представление графика ремонтов (до 1 октября) в соответствии с генерирующих установок и передачей электрооборудования электростанций оборудования ИВЛ по способу диспетчерского Согласование отключений с (до 15 декабря) в соответствии с диспетчерскими центрами передачей сопредельных государств оборудования ИВЛ по Утверждение окончательного графика (до 25 декабря)в соответствии с передачей оборудования ИВЛ по Выдача окончательного утвержденного (до 30 декабря) в соответствии с графика передачей Начало осуществления утвержденного (со 2 января в соответствии с графика остановов следующего передачей года) оборудования ИВЛ по
287. Запланированный годовой график ремонтов составляется в течение двух этапов после представления информации электросетевыми компаниями.
Сначала СО рассматривает предлагаемый график отключений линий электропередачи и электросетевого оборудования, которые могут повлиять на устойчивую работу электрической сети. Предложения на проведение таких отключений должно быть получено СО до 20 июля.
288. СО при подготовке первого чернового варианта графика обсуждает любые разногласия, возникающие между участвующими сторонами. Второй этап проводится после того, когда будет собрана вся информация до 1 октября, касающаяся останова генерирующих установок и электрооборудования электростанций.
289. Заключительным этапом в данном процессе будет приведение в соответствие согласованных отключений с сопредельными государствами. После того, как они будут согласованы до 15 декабря, СО выдает до 30 декабря окончательный утвержденный график отключений. <*>
290. При подготовке данного графика СО должен удовлетворить требования всех сторон, а также требования Плана развития НЭС электропередачи (ПРНЭС). СО обеспечивает техническое обслуживание НЭС и соблюдение нормативов качественной и надежной поставки электроэнергии, что является первым приоритетом при составлении графика отключений. Если СО на основе собственного обоснованного заключения определяет, сможет ли предполагаемый останов может привести к нарушению нормативов надежной и /или качественной поставки электроэнергии, СО вносит необходимые изменения в предлагаемый график отключений с целью исправления ситуации. При принятии своего решения СО должен рассмотреть все факторы, действовать объективно, не допуская дискриминационных мер к другим участникам ЕЭС
291. Второе, что СО должен стараться достичь после обеспечения критерия надежности и качества - это сведение до минимума затрат, связанных с ограничениями в электрических сетях, понесенных при отключениях. ЭПО, электросетевые компании или другие пользователи не должны соглашаться с изменениями их заявок на останов только по этой причине. Однако они должны, исходя из интересов экономичной работы ЕЭС Казахстана, рассматривать предложения, представленные СО по этой причине.
292. При подаче предложений на останов электросетевая компания или пользователь представляют свои графики на основании следующей информации:
1) требований к ремонту и техническому обслуживанию электросетевого оборудования и аппаратуры;
2) требований к ремонту и техническому обслуживанию оборудования и аппаратуры пользователя, а также оборудования, используемого для подключения к электрической сети;
3) анализа фактического технического состояния оборудования и аппаратуры, взаимосвязанного оборудования и проверки дефектов предыдущих ремонтов.
293. Такая заявка должна включать в себя, как минимум, следующую информацию:
1) диспетчерское наименование рассматриваемого оборудования и устройств электропередачи;
2) наименование и станционный номер рассматриваемой генерирующей установки и/или оборудования электростанции;
3) диспетчерское наименование рассматриваемого распределительного оборудования и аппаратуры;
4) диспетчерское наименование рассматриваемого непосредственно подключенного оборудования и аппаратуры энергопотребителя;
5) рассматриваемая мощность (МВт);
6) требуемая продолжительность останова;
7) предпочтительная дата и время начала останова или же предел дат и времени начала останова.
294. СО в соответствии с передачей оборудования ИВЛ по способу диспетчерского управления составляет до 31 августа предварительный сводный годовой график ремонтов, включающий только отключения линий электропередачи и сетевого оборудования. После достижения предварительного соглашения СО в соответствии с передачей оборудования ИВЛ по способу диспетчерского управления после включения в график остановов отключений генерирующих установок и электрооборудования электростанций и согласования отключений межгосударственных линий на следующий календарный год проведет его дальнейшую проработку для создания предварительного графика остановов. TO должен предоставить всем электросетевым пользователям соответствующую часть предварительного годового графика останова не позднее 20 октября текущего календарного года. Предварительный годовой график должен основываться на следующих графиках:
1) годовой график останова пользователей и электросетевых компаний;
2) годовой график отключения межгосударственной сети;
3) годовой прогноз нагрузки в соответствии с настоящими Правилами;
4) выполнения нормативов качества и надежности для ЕЭС Казахстана;
5) сведение до минимума ограничений.
295. TO должен предоставить всем электросетевым пользователям соответствующую часть заключительного сводного графика остановов на следующий календарный год не позднее 30 декабря текущего календарного года.
Как и эта дата, даты останова, указанные в заключительном графике остановов, являются обязательными для всех пользователей и могут быть изменены только в следующих исключительных случаях:
1) в случае опасных условий эксплуатации в отношении безопасности и жизнестойкости электростанций (предполагаемый небаланс генерации или другие технические/экономические причины и т.д.);
2) в случае недостаточной мощности генерации для удовлетворения прогнозируемой нагрузки и выполнения нормативов надежности и качества для ЕЭС Казахстана;
3) в случае взаимного соглашения, достигнутого между TO и другой стороной;
4) форс-мажора. <*>
296. Для обеспечения непрерывности и действенности утвержденного годового графика ремонтов, все стороны должны предоставлять СО, не позднее 15 числа предшествующего месяца заявку на ремонт, который планируется начать в любое время в течение следующего месяца. В таких заявках указываются балансы мощности по региону в период останова.
297. Заявка должна содержать следующую информацию:
1) объем работ и/или испытаний, которые планируется осуществить;
2) необходимая предварительная работа;
3) подтверждение того, что имеются все контракты и т.д;
4) план проекта по выполнению данной работы и любые риски;
5) время восстановления при авариях и подтверждение того, что имеется план, если это применимо;
6) подтверждение того, что все процедуры контроля качества и безопасности были или будут выполнены.
298. После этого все стороны должны подтвердить требования по останову как минимум за семь дней до даты начала планового останова.
299. В случае непланового останова СО должен использовать следующую приоритетность:
1) вынужденные и аварийные остановы;
2) плановые остановы;
3) остановы, не включенные в график плановых ежегодных остановов, но срок извещения которых соответствует требованиям пунктов 297-298;
4) остановы, не включенные в график плановых ежегодных остановов, срок извещения которых не соответствует требованиям пунктам 297-298 будут обеспечиваться только в исключительных случаях.
300. В определенных обстоятельствах СО может согласовать остановы с пользователями, что может вызывать перегрузки как следствие сбоя в системе.
Соответственно, чтобы дать возможность СО управлять системой, пользователь должен согласовать послеаварийные действия по обеспечению безопасности системы. При отсутствии таких положений СО может не позволить произвести останов.
301. СО должен предпринять все меры для разрешения планового останова, учитывая возможно существенные расходы, которые могут понести стороны при отмене останова. При принятии решений об отмене останова, и там где имеется выбор, СО должен обсудить с электросетевыми компаниями и иными пользователями рассматриваемые приоритеты и прийти с ними к оптимальному решению, учитывая данные обстоятельства. Во всех случаях окончательное решение остается за СО.
302. Когда фактический или ожидаемый режим системы изменяется таким образом, что СО находит целесообразным по экономическим соображениям изменить график плановых остановов, СО должен проинформировать другую сторону о сложившейся ситуации. Они должны рассмотреть последствия в случае продолжения останова и могут продолжить или отложить останов.
303. После выпуска окончательного графика ежегодных остановов запросы на изменение графика могут делать ЭПО, электросетевые компании и другие пользователи. Такие запросы должны быть рассмотрены СО, но разрешение не будет выдано, если оно приведет к нарушению надежности и (или)
качества электроснабжения или дополнительным расходам, связанным с ограничениями.
304. При рассмотрении таких запросов СО должен попытаться осуществить остановы путем реконфигурации системы или проведения новых переговоров по другим остановам с участвующими сторонами. В соответствие с вышесказанным СО должен разрешить или отказать отключение линий электропередачи, генерирующего и сетевого оборудования, основываясь на следующем:
1) TO должен координировать и прилагать все усилия для утверждения всех запросов на останов в соответствии с надежной, безопасной и экономичной эксплуатацией системы и должен координировать все действия, необходимые для обеспечения безопасности и качества стандартов энергоснабжения;
2) TO может отклонить любой незапланированный останов или изменение режима останова, даже если они не влияют на безопасность и качество стандартов энергоснабжения и/или расходы вследствие ограничения, если ожидаемая длительность такого останова более чем один рабочий день;
3) TO может отклонить любой незапланированный останов или изменение режима останова, если TO определит, что соглашение по данному останову приведет к расходам вследствие ограничения.
305. Разработка интегрированного графика остановов на период в несколько месяцев является комплексным процессом и позднее будет трудно вносить какие-либо последующие изменения. Особенно это четко наблюдается во время пиковых остановов. Все стороны должны, по возможности, избегать требований на внесение изменений в графики остановов, после того как эти годовые графики будут утверждены.
306. Энергосистема постоянно подвержена возможности нарушений нормальных оперативных режимов и возникновения форс-мажорных остановов оборудования региональной электрической и НЭС, а также генерирующих установок. В этих случаях может возникнуть необходимость отмены или отсрочки останова при уведомлении за очень короткий срок, причем по качеству и безопасности стандартов энергоснабжения может быть достигнут какой-либо компромисс.
307. В последовавших чрезвычайных ситуациях TO может предпринять следующие меры:
1) отсрочить или отменить любой останов в передающей системе, если, по мнению СО, функционирование ЕЭС Казахстана по требуемым стандартам может быть подвергнуто риску. TO должен немедленно известить все стороны, вовлеченные в останов и принять меры по внеочередным остановам в кратчайшее время, удовлетворяющее все стороны;
2) дать указание на прекращение работ и вернуться к нормальному режиму работы по единицам или единице оборудования предприятия, если TO считает, что продолжение ремонта может повлечь за собой нарушение стандартов энергоснабжения безопасности и надежности. Если позволит время, TO должен обсудить вопросы, связанные с такими решениями и возможные альтернативы со всеми вовлеченными сторонами.
308. Все пользователи должны известить TO о любом своем требовании по вынужденному останову любого элемента электрической сети.
309. Процесс, которого должны придерживаться РЭК по остановам, влияющий на их региональные электрические сети, относительно временных масштабов, требованиям по информативности и планированию идентичен процессу по остановам, влияющим на НЭС. Положения пунктов 293-308 применяются в равной мере к составлению графиков остановов в региональных электрических сетях.
Глава 7. Системные испытания
310. Настоящая глава устанавливает порядок организации и проведения системных испытаний, влияющих или способных повлиять на работу ЕЭС Казахстана в целом или на работу отдельных электросетевых компаний и пользователей сети.
311. Если электросетевая компания считает, что предлагаемое системное испытание способно повлиять на электрическую сеть другой электросетевой компании, необходимо согласовать с этой компанией мероприятия по совместному проведению испытания.
312. Задачами настоящей главы являются обеспечение процедурами организации и проведения системных испытаний, которые:
1) не угрожают безопасности персонала электросетевых компаний и
2) не снижают надежность работы станций и/или оборудования;
3) не наносят ущерб электросетевым компаниям и пользователям.
313. Настоящая глава также устанавливает процедуры, которые необходимо выполнять при разработке, согласовании и утверждении программ проведения системных испытаний.
314. Настоящая глава распространяется на следующих участников:
2) РЭК;
3) ЭПО, включая ЭПО, подключенные к региональной электрической
4) прочие электросетевые компании, подключенные к электросетевой компании, выполняющей системное испытание;
5) потребители с прямым подключением к сети напряжением 35 кВ и выше.
315. Системные испытания - испытания, проводимые путем создания смоделированных или управляемых нестандартных или чрезвычайных воздействий на ЕЭС Казахстана или на любую ее часть.
316. Системные испытания включают, но не ограничиваются следующим:
1) эффект объединения энергосистем;
2) отключение нагрузки пользователей от сети при проведении частотных испытаний;
3) динамическая устойчивость;
4) пуск электростанции из полностью обесточенного состояния.
317. Системные испытания не включают приемо-сдаточные проверки или другие испытания меньших масштабов.
318. Системные испытания делятся на две категории:
1) системные испытания, которые влияют или могут влиять на надежность, безопасность и качество электроснабжения и требуют участия СО.
Процедура данного вида системного испытания определена пунктами 320-343;
2) системные испытания, выполняемые РЭК и пользователем или РЭК и другим РЭК, где влияние системных испытаний на местные распределительные системы будет ограничено. Процедура для данного вида испытания определяется пунктами 344-356.
319. Любая из сторон, требующая произвести испытание, которое может являться системным, проводит предварительные переговоры с соответствующей электросетевой компанией. Электросетевая компания определяет после переговоров с СО необходимость его участия в испытаниях и категорию системного испытания.
320. Системные испытания, включающие участие СО, электросетевые компании и пользователя сети проводиться в порядке, определенном в пунктах 321-343.
321. Сроки организационных мероприятий для проведения испытаний, где Д - это дата предполагаемого проведения системного испытания:
N | Действия | Период | Кем | | уведомления | 1 Согласование категории Д - 6 месяцев Пользователем/ испытания с СО Электросетевой компанией 2 Назначение Координатора -//- 1+2 недели СО группы испытаний 3 Публикация уведомления о -//- 1+1 месяц СО предполагаемом испытании 4 Подробная информация об -//- 3+2 недели Пользователи уведомлении 5 Комплектация группы испытаний Д - 4 месяца СО 6 Подготовка уведомления Д - 3 месяца Группа испытаний 7 Окончательное утверждение Д - 2 месяца СО системных испытаний 8 Подготовка Программы Д - 6 месяцев Группа испытаний испытания 9 Утверждение программы Д - 1 месяц СО 10 Выполнение системного Д Все 11 Подготовка отчета Д+1 месяц СО/инициатор 12 Утверждение отчета Д+2 месяца СО
322. СО является общим координатором системных испытаний независимо от того, кто предложил проведение испытания - он сам или пользователь. СО использует информацию, предоставленную ему данным разделом и определяет пользователей, которые могут влиять на предлагаемое системное испытание.
323. Координатор испытания - уполномоченное лицо назначается СО после обсуждения с инициатором испытания.
324. СО уведомляет о проведении системных испытаний, по крайней мере, за пять месяцев до предполагаемой даты испытания. Данное уведомление должно предоставляться пользователям, которые могут быть затронуты данным системным испытанием.
325. Уведомление представляется в письменной форме, должно содержать сущность, цель предлагаемого системного испытания и следующую
1) фамилия и должность координатора испытания;
2) организация, предлагающая системное испытание (инициатор испытания);
3) тема и цели предлагаемого системного испытания, состав и состояние оборудования пользователей, определенных СО при проведении испытаний;
4) приглашение каждому пользователю и уполномоченному органу для определения в течение двух недель представителя соответствующей квалификации для включения в состав группы испытаний.
326. Если информация, содержащаяся в предлагаемом уведомлении, считается недостаточной для получателя, они могут обратиться к СО с письменной просьбой о дополнительной информации, которая должна быть предоставлена в кратчайшие сроки.
327. Пользователи могут в течение двух недель письменно направить вопросы или возражения по предлагаемому системному испытанию и времени его проведения.
При возникновении возражений, СО принимает меры к разрешению вопросов и возражений. При этом СО продолжает подготовку к системному испытанию. Если запрос пользователя не может быть удовлетворен, СО в этом случае пользователь может решить его с уполномоченным органом до утверждения системного испытания.
328. В случае, если инициатор испытания (СО или пользователь) просит о переносе сроков или отмене системного испытания, общий координатор системного испытания должен быть поставлен в известность немедленно. Он должен подтвердить, что системное испытание не состоится в установленное время.
329. Ответы на приглашения, отправленные СО в уведомлениях для комплектации группы испытаний, должны быть получены в течение двух недель с момента их отправления СО. При получении списка кандидатур, СО должно сформировать группу испытаний и объявить всем заинтересованным пользователям и инициатору испытания список группы испытаний.
330. Группа испытаний должна в течение двух недель с момента их назначения провести обсуждение следующих вопросов:
1) программа и сроки проведения предлагаемого системного испытания;
2) возможность совмещения предлагаемого системного испытания с другими испытаниями и схемно-режимными мероприятиями, которые могут возникнуть в связи с системным испытанием;
3) включение предлагаемого системного испытания в суточный график ЭПО и потребителей;
4) экономические и технические последствия испытания.
331. СО предоставляет группе испытаний по их письменной просьбе данные о возможных последствиях, которые необходимо предусмотреть при проведении испытания.
332. Группа испытаний созывается координатором по необходимости.
333. За три месяца до предлагаемого системного испытания группа испытаний представляет уведомление организациям, вовлеченным в проведение испытания со следующими данными:
1) техническую программу проведения системного испытания;
2) определение затрат (включая непредвиденные затраты) и передача их между вовлеченными сторонами;
3) другие вопросы, которые группа испытаний считает необходимым указать.
334. Уведомление о проведении испытания включает требования по возмещению ущерба, возникшего из-за проведения системного испытания. Все мероприятия технической программы системного испытания должны соответствовать действующим нормативным документам.
335. Техническую программу проведения системного испытания утверждает уполномоченный орган. В целях содействия процессу утверждения вся вышесказанная информация, включая уведомление о предлагаемом испытании и уведомление о проведении испытания, должна быть предоставлена уполномоченному органу для утверждения не меньше чем за три месяца перед предполагаемым началом системного испытания. Любая дополнительная информация, которая запрашивается уполномоченным органом, предоставляется в установленном порядке. За два месяца до предлагаемого системного испытания уполномоченный орган должен вынести решение о проведении или не
336. После утверждения технической программы уполномоченным органом группа испытаний должна разработать рабочую программу проведения системного испытания. Программа проведения должна предусматривать факторы, обозначенные в уведомлении о проведении испытания, а также содержать дополнительно следующее:
1) операции для проведения системного испытания, включая частоту отключений оборудования и их длительность;
2) меры безопасности и надежности;
3) способ контроля проведения системного испытания;
4) список лиц, участвующих в проведении системного испытания.
Рабочая программа согласовывается со всеми вовлеченными в испытание пользователями не позднее, чем за 6 недель до даты проведения испытания.
337. Все пользователи располагают одной неделей для согласования рабочей программы проведения испытания.
338. Если в день проведения предлагаемого системного испытания, оперативная обстановка в сети неблагоприятна, то любой член группы испытаний может предложить отменить начало или прервать системное испытание.
Причинами для переноса или отмены являются, но не ограничиваясь этим, следующие факторы:
1) неблагоприятные погодные условия;
2) дефицит мощности;
3) серьезный риск нарушения энергоснабжения.
339. Ни одна из сторон не имеет право откладывать или отменять системное испытание единолично по коммерческим причинам.
В случае если системное испытание было отложено, другое удобное время и дата должны быть назначены в соответствии с данным разделом.
Во всех случаях системные испытания должны проводиться в соответствии с утвержденной рабочей программой испытания.
340. По результатам системного испытания, СО вместе с инициатором испытания подготавливают письменный отчет в течение одного месяца после завершения испытания. Группа испытаний подписывает отчет о результатах системного испытания перед передачей его уполномоченному органу для утверждения.
341. Данный отчет содержит описание испытуемого энергообъекта, результаты испытания, выводы и рекомендации.
342. Утвержденный отчет предоставляется задействованным сторонам - членам группы испытаний. Передача отчета другим субъектам, а также широкое распространение производится по согласованию с уполномоченным органом и заинтересованными сторонами.
343. После утверждения отчета по системному испытанию группа испытаний распускается.
344. Системные испытания проводятся для распределительных систем между РЭК и пользователем или РЭК и другим РЭК и не требующие участие СО.
Порядок изложен ниже.
345. Сроки проведения испытаний, где Д - обозначает дату предполагаемого системного испытания:
1. Согласование с СО категории Д - 6 недель Пользователем/ системного испытания РЭК
2. Назначение Координатора и -//- 1+2 недели Пользователем/ членов группы испытаний РЭК
3. Выпуск уведомления о -//- 1+1 месяц Координатор предполагаемом проведении испытания
4. Проведение системного Д Пользователем/ испытания РЭК
5. Подготовка отчета Д+1 месяц Координатор
6. Утверждение Отчета Д+2 месяца Пользователем/ РЭК
346. Для системных испытаний, проводимых РЭК или пользователем, которые могут повлиять на местные региональные электрические сети, но не влияющие на НЭС, РЭК или пользователь согласовывают между собой назначение Координатора испытаний и членов группы испытаний.
347. РЭК осуществляет общее руководство системным испытанием независимо от того, кто является инициатором испытания, он сам или пользователь.
348. Координатор испытания должен подготовить предложение и уведомление, которые должны содержать следующую информацию:
2) наименование организации - инициатора испытания;
3) тема и цели предлагаемого системного испытания, состав и состояние оборудования пользователей при проведении испытаний;
4) экономические и технологические последствия предлагаемого системного испытания;
5) предложения по проведению системного испытания, включая рабочую программу испытания;
6) передача затрат (включая непредвиденные затраты) между задействованными сторонами;
7) другие вопросы, которые считает нужным решить координатор
349. РЭК согласовывает проведение системного испытания.
В случае задержки или отмены системных испытаний, РЭК предоставляет в письменном виде объяснение причин.
350. Если в день проведения предлагаемого системного испытания, оперативная обстановка в сети неблагоприятна, то любой член группы испытаний может предложить отменить начало или прервать системное испытание. РЭК принимает решение о переносе системного испытания и определяет время и дату продолжения испытания. Причинами для переноса или отмены являются, но не ограничиваются следующие факторы:
2) риск нарушения энергоснабжения.
351. Ни одна из сторон не имеет право отменять проведение системного испытания единолично по коммерческим причинам.
352. В случае если системное испытание было отложено, новые время и дата должны быть назначены в соответствии с данным разделом.
353. Во всех случаях системные испытания должны проводиться по утвержденной программе испытания.
354. Координатор испытания составляет письменный отчет в течение одного месяца после завершения системного испытания. РЭК и пользователь совместно утверждают отчет по системному испытанию.
355. Отчет должен включать описание испытуемого энергообъекта, результаты, выводы и рекомендации.
356. Утвержденный отчет направляется СО и в уполномоченный орган.
Передача отчета другим субъектам может быть осуществлена после согласования с РЭК, пользователем и уполномоченным органом.
357. В случае необходимости проведения системных испытаний, подпадающих под требования пунктов 320-343 или пунктов 344-356, которые необходимо произвести на срочной основе и когда требуемый период уведомления не может быть выдержан, в этом случае производится следующее:
1) сторона, требующая проведения испытания должна подать заявку устно или письменно РЭК и СО со следующими данными:
тема и цель предполагаемого системного испытания;
состав испытуемого оборудования энергообъекта;
предлагаемое время и дата проведения испытания;
причина для проведения испытания в срочном порядке.
2) РЭК определяет и извещает всех пользователей, надежность электроснабжения которых будут зависеть от проведения системного испытания, а также ставит в известность СО и уполномоченный орган;
3) РЭК и сторона, требующая проведения испытания, в короткие сроки подготавливают уведомление о предполагаемом испытании и разрабатывают программу испытания;
4) в случае необходимости участия СО в проведении испытания, они могут быть начаты после утверждения СО рабочей программы испытания;
5) при рассмотрении программы испытания СО при необходимости ставит в известность уполномоченный орган;
6) должны быть выполнены требования пп.338-343.
358. Системные испытания в общем случае проводятся за счет всех вовлеченных сторон, за исключением случаев, когда отдельные стороны вовлечены в другие системные испытания, должны покрывать их собственные затраты. В любом случае затраты должны быть распределены договором.
Настоящий пункт применяется только к прямым затратам. Любая сторона, понесшая незапланированные и неожиданные последующие расходы, имеет право провести переговоры по ним с другими сторонами, которых это касается.
Если не будет достигнуто согласие по этому вопросу, можно прибегнуть к процедуре решения спорных вопросов, указанной в первом разделе Правил.
РАЗДЕЛ 5. КОММЕРЧЕСКИЙ УЧЕТ
Глава 8. Коммерческий учет
359. В настоящем разделе по коммерческому учету устанавливаются требования к участникам оптового рынка электрической энергии (ОРЭ)
Республики Казахстан в отношении учета электроэнергии и предоставления данных, необходимых для работы рынка на коммерческой основе.
Электросетевые компании предоставляют свои электрические сети субъектам ОРЭ. Коммерческий учет и сбор данных коммерческого учета, необходимые для осуществления функции взаиморасчетов, выполняются TO по одинаковым требованиям, что позволит всем субъектам ОРЭ иметь равные права. Подобного рода информация также требуется для взаиморасчетов по оплате электросетевых услуг по передаче электрической энергии. Коммерческий учет и сбор данных коммерческого учета требуют конфиденциального обращения с информацией.
В настоящем разделе приводится описание процессов сбора и хранения данных об объемах учитываемой электроэнергии. Также освещаются вопросы конфиденциальности и прозрачности данных и излагаются обязанности СО по предоставлению уполномоченным сторонам доступа к соответствующей информации коммерческого учета.
Все субъекты ОРЭ должны иметь соответствующие коммерческие счетчики, программно-технические комплексы и необходимую коммуникационную инфраструктуру для регистрации и сбора данных по перетокам активной или реактивной энергии. Для обеспечения работы рынка СО должен передавать утвержденные данные соответствующим электросетевым компаниям, которые должны произвести расчеты и получение соответствующей оплаты за передачу электроэнергии. <*>
360. Задача настоящего раздела по коммерческому учету состоит в
1) дать подробные сведения по минимальным требованиям к измерениям и регистрации учитываемых объемов электроэнергии, которые будут использоваться для взаиморасчетов по торговле электроэнергией, а также использования сети в целях передачи электрической энергии на ОРЭ;
2) сформулировать положения, относящиеся к закупке, установке, испытаниям, техническому обслуживанию и эксплуатации комплекса коммерческого учета, включая смежное оборудование и аппаратуру, а также каналы связи, необходимые для измерения активной электроэнергии и реактивной электроэнергии и предоставления данных для работы рынка;
3) определить требования по точности, погрешности и параметры, подлежащие измерению.
361. Настоящая глава по коммерческому учету распространяется к следующим сторонам:
3) ОРЦТЭ;
4) РЭК;
5) энергоснабжающим организациям;
6) правомочным конечным потребителям;
7) организациям, осуществляющим коммерческий учет.
362. Коммерческий учет основывается на следующих принципах:
1) каждый пункт подключения пользователя сети должен иметь комплекс коммерческого учета;
2) каждый пункт подключения к межгосударственной сети должен иметь комплекс коммерческого учета;
3) точность комплексов коммерческого учета и подлежащие измерению параметры на каждом пункте подключения определяются требованиями настоящей главы;
4) каждая электросетевая компания должна предоставлять возможность установки и технического обслуживания комплекса коммерческого учета на своем энергообъекте учета пользователям сети электрической энергии;
5) каждый пользователь сети имеет право выбрать специализированную организацию, осуществляющую коммерческий учет, которая будет осуществлять проектирование, установку и техническое обслуживание комплекса коммерческого учета;
6) все расходы, связанные с установкой комплекса коммерческого учета, должен брать на себя пользователь сети;
7) пользователи сети, имеющие на своем балансе комплексы коммерческого учета должны осуществлять их эксплуатацию в соответствии с действующими нормативно-техническими документами Республики Казахстана;
8) пользователи сети, имеющие на своем балансе комплексы коммерческого учета и осуществляющие его эксплуатацию должны гарантировать, что точность комплекса коммерческого учета соответствует требованиям, требованиям настоящей главы;
9) установка и техническое обслуживание комплекса коммерческого учета могут осуществляться организациями, имеющими право на данный вид деятельности;
10) комплекс коммерческого учета должен быть:
зарегистрирован у СО, метрологически аттестованным и разрешенным к применению соответствующим органом;
способным предоставлять данные для электронной их передачи в базу данных коммерческого учета;
через определенные интервалы данные по энергии должны контролироваться;
данные по энергии должны даваться в киловатт-часах (активная энергия)
и киловар-часах (реактивная энергия);
11) пользователи сети имеют право получать данные коммерческого учета по оплате за электроэнергию;
12) каждая электросетевая компания имеет право получать данные коммерческого учета в отношении точек коммерческого учета на своих сетях;
13) данные коммерческого учета, используемые для взаиморасчетов и использования сети, должны проверяться;
14) фактические данные за прошлые периоды должны сохраняться в базе
15) электросетевая компания имеет право на проверку комплекса коммерческого учета, в том числе, как основного счетчика коммерческого учета, так и контрольного счетчика комплекса коммерческого учета;
16) СО создает реестр коммерческого учета, чтобы упростить применение положений настоящей главы по коммерческому учету к пользователям сети в отношении:
нового комплекса коммерческого учета;
изменения существующего комплекса коммерческого учета;
прекращения эксплуатации комплекса коммерческого учета, включая предоставление информации по таким вопросам, как процесс применения, сроки, связанные стороны, сведения по оплате и установке коммерческого учета. <*>
363. Там, где уже существует оборудование, не соответствующее стандартным требованиям по точности настоящей главы по коммерческому учету, пользователю сети следует обеспечить такое соответствие. <*>
364. Требуется, чтобы все стороны как это определено в пунктах 377- 385 имели как минимум статический (электронный) счетчик коммерческого учета, способный регистрировать потребление активной энергии и реактивной энергии каждые 15 минут и снабженный дисплеем, где показан сводный общий объем. Счетчик коммерческого учета должен также обеспечивать возможность дистанционного и местного запроса данных со сроком хранения информации в течение 45 дней.
Параграф 1. Подключения к сетям с классом напряжения 500 кВ и выше
365. В целях осуществления взаиморасчетов и использования сетей для каждого присоединения 500кВ и выше (при невозможности установки комплекса коммерческого учета на вводах высшего напряжения трансформатора, комплексы коммерческого учета могут устанавливаться на вводах низшего напряжения с классом точности, соответствующим высшему напряжению трансформатора)
необходимо выполнить следующие измерения электроэнергии за каждый период времени, равный 15 минутам:
1) импорт (прием) МВт/ч
2) экспорт (выдача) МВт/ч
3) импорт (прием) Мвар/ч
4) экспорт (выдача) Мвар/ч. <*>
366. (Пункт исключен - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 года N 222 ).
367. В целях осуществления взаиморасчетов и использования сетей по каждой точке подключения к сетям классом напряжения 220кВ, 110кВ, 35кВ, 10кВ или 6кВ необходимо выполнять следующие измерения электроэнергии за каждый период времени, равный 15 минутам:
368. (Пункт исключен - приказом Министра энергетики и минеральных Параграф 2. Цепи низкого напряжения
369. В целях осуществления взаиморасчетов и использования сетей по каждой цепи низкого напряжения необходимо выполнять следующие измерения электроэнергии за каждый период времени, равный 15 минутам:
1) импорт (прием) кВт/ч
2) экспорт (выдача) кВт/ч
3) импорт (прием) квар/ч
4) экспорт (выдача) квар/ч. <*>
370. (Пункт исключен - приказом Министра энергетики и минеральных
371. Оборудование коммерческого учета объема импорта и (или)
экспорта следует устанавливать только там, где участнику рынка необходимо выполнить такие измерения для выполнения системных или станционных условий.
Параграф 3. Точность коммерческого учета
372. Оборудование коммерческого учета должно обеспечивать точность в пределах, предписанных для такого оборудования коммерческого учета, установленных в настоящей главе.
Все счетчики коммерческого учета активной энергии должны соответствовать требованиям МЭК Стандарта 60687 (класс 0,2S), 60687 (класс 0,5 S) или ГОСТ 30206-94(МЭК 987-92), 61036 (класс 1,0) или ГОСТ 30207-94(МЭК 1036-90), МЭК Стандарта 61268 (класс 2,0).
Параграф 4. Класс точности оборудования коммерческого учета
373. Во всех случаях субъекты ОРЭ предоставляют СО на проверку паспорт-протокол и свидетельства о поверке трансформаторов напряжения (ТН), трансформаторов тока (ТТ) и счетчика коммерческого учета.
374. Класс точности оборудования коммерческого учета для всех сторон должен быть следующим:
Тип | Класс точности присоединений | 500 кВ и | 220-110 кВ, | 35-6 кВ, | низкого | выше, | генераторы | генераторы |напряжения | генераторы | от 50 до | до 50 МВт | | 200 МВт и | 200 МВт | | | выше | | | ТТ 0,2 0,5 0,5 0,5 ТН 0,2 0,5 0,5 - Счетчик активной энергии 0,2 0,5 1,0 2,0 реактивной энергии 2,0 2,0 2,0 4,0
375. Общая точность коммерческого учета должна быть следующей:
Ток в |Коэффициент| Пределы погрешностей для присоединений с процентном |мощности | номинальными величинами отношении от | |________________________________________________ номинального | | 500 кВ и | 220-110 кВ, | 35-6 кВ, | низкого | | выше, | генераторы | генераторы|напряжения | |генераторы| от 50 до | до 50 МВт | | | 200 МВт и| 200 МВт | | | | выше | | | Активная энергия От 20% до 120% 1 +/- 0,5% +/- 1,1% +/- 1,6% +/- 1,5% От 5% до 20% 1 +/- 0,7% +/- 1,1% +/- 1,6% +/- 2,5% От 1% до 5% 1 +/- 1,5% +/- 1,5% +/- 2,1% 120% 0,5 инд до +/- 0,8% +/- 1,1% +/- 1,6% +/- 2,5% 0,5 емк Реактивная 10% to 120% 0 +/- 4,0% +/- 4,0% +/- 4,0% +/- 4,0% 10% to 120% 0,866 с +/- 5,0% +/- 5,0% +/- 5,0% +/- 5,0% отставанием к 0,866 c опережением
376. Погрешность регистрации расчетного учета электроэнергии в период регистрации не должна превышать 0,5 погрешности установленного счетчика.
377. Общие требования по точности, описанные в пунктах 372-373 для коммерческого учета энергии участников рынка должны выполняться в определенных точках коммерческого учета (ОТКУ).
Определенная точка коммерческого учета - точка на границе балансовой
378. Субъекты рынка, имеющие на своем балансе комплекс коммерческого учета, также должны отвечать и за связанные с ней расходы, включая текущие расходы.
379. Электросетевая компания, которой принадлежат подстанции, эксплуатирует комплекс коммерческого учета на межгосударственных линиях в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.
380. Электросетевая компания, которой принадлежат подстанции, где установлено оборудование, эксплуатирует комплекс коммерческого учета на соединениях между электросетевыми компаниями в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.
381. Электростанция эксплуатирует комплекс коммерческого учета на соединениях электростанций с электросетевыми компаниями и потребителями в соответствии с действующими нормативно-техническими документами.
382. На потребителя электрической энергии относятся затраты на вновь монтируемых точках подключения комплексов коммерческого учета вне зависимости от фактического месторасположения комплекса коммерческого учета. <*>
383. Пользователь сети должен располагать фактическую точку коммерческого учета (ФТКУ) как можно ближе к определенной точке коммерческого учета. <*>
384. Там, где фактическая точка коммерческого учета и определенная точка коммерческого учета не совпадают, следует, если это необходимо добавлять к показаниям счетчиков величину потерь в силовом трансформаторе и (или) линии электропередачи с тем, чтобы обеспечить соответствие общим требованиям по точности в определенной точке коммерческого учета.
385. Учет потерь может применяться на местном уровне средствами оборудования коммерческого учета или дистанционно с помощью программного обеспечения в рамках базы данных коммерческого учета. В обоих случаях коэффициенты потерь и их обоснование должны определяться договором между владельцем комплекса коммерческого учета, соответствующей электросетевой компанией и организацией, осуществляющей коммерческий учет (если это разные компании). Окончательно согласованная формула определения потерь должна находиться в реестре коммерческого учета и договорах на передачу электроэнергии.
386. Система коммерческого учета состоит из следующих элементов:
1) измерительных трансформаторов;
2) счетчиков коммерческого учета;
3) устройства хранения данных;
4) подсистемы связи;
5) устройства мониторинга отказа счетчика коммерческого учета.
Комплекс коммерческого учета состоит из подпунктов 1) и 2)
настоящего пункта.
387. Система коммерческого учета, за исключением измерительных трансформаторов наружной установки, должна быть размещена в сухом и чистом помещении.
388. Готовность к работе измерительных трансформаторов и комплекса коммерческого учета должна составлять не менее 99% в год. Готовность к работе линии связи должна составлять не менее 95% в год.
389. Для каждой цепи трансформаторы тока (ТТ) и трансформаторы напряжения (ТН) должны отвечать требованиям, указанным в пунктах 373-374 настоящих Правил.
Если установлен объединенный блок измерительного трансформатора (ТТ и ТН), должны проводиться "Проверки точности" по установлению последствий взаимного влияния приборов, как это предусмотрено в действующих нормативных документах Республики Казахстан.
390. Использующиеся ниже термины ТТ и ТН, не исключают использование другой измерительной техники, имеющей такие же эксплуатационные характеристики, которые определены для таких измерительных трансформаторов.
391. Технические характеристики измерительных трансформаторов и связанных с ними элементов схем их подключения, включая дополнительные нагрузки вторичных цепей, должны быть представлены СО для внесения их в реестр коммерческого учета.
392. ТТ должен быть установлен в соответствии с действующими нормативными документами с минимальным по стандарту классом точности (независимо от вторичного номинального тока ТТ). <*>
393. Для соединений на 220 кВ и выше отдельная вторичная обмотка ТТ должна быть предназначена для цели учета.
394. Любые дополнительные нагрузки вторичных цепей не должны изменяться без предварительного уведомления СО и информация об измененных значениях дополнительной нагрузки вторичной цепи должна быть передана СО для обновления данных в реестре счетчиков коммерческого учета.
395. Свидетельство о поверке ТТ с указанием погрешностей при общей рабочей нагрузке для каждого ТТ, используемого для измерений электроэнергии, должно быть представлено СО для внесения данных в реестр коммерческого учета.
396. Общая нагрузка на каждый ТТ не должна превышать номинальную нагрузку для данного ТТ.
397. ТН должны быть установлены в соответствии с требованиями действующих нормативных документов с минимальным по стандарту классом точности. <*>
398. Вторичная цепь ТН, идущая к счетчикам, должна выполняться отдельной кабельной линией. Падение напряжения в кабельной линии не должно превышать 0,25% от номинального напряжения.
399. Любые дополнительные нагрузки на ТН не должны изменяться без предварительного уведомления СО, и информация об измененных значениях дополнительной нагрузки вторичной цепи должна быть передана СО для обновления данных в реестре коммерческого учета.
400. Свидетельство о поверке ТН с указанием погрешностей при общей рабочей нагрузке для каждой обмотки ТН, используемого для измерений электроэнергии, должно быть представлено СО для внесения данных в реестр коммерческого учета.
401. Общая нагрузка на каждую вторичную обмотку ТН не должна превышать номинальную нагрузку для данной вторичной обмотки.
402. Каждая кабельная линия от ТН должна защищаться отдельным предохранителем. Такие предохранители должны располагаться как можно ближе к ТН.
403. Если в цепях, за исключением вновь установленных, должны проводиться измерения в соответствии с требованиями данной главы и если установленные измерительные трансформаторы не отвечают требованиям в полной мере, тогда эти измерительные трансформаторы должны быть заменены или установлены дополнительные, отвечающие следующим требованиям:
1) если измерительные трансформаторы имеют какие-либо нагрузки, помимо тех нагрузок, измерение которых связано с вопросами оплаты за электроэнергию и ее передачи по электрическим сетям, информация о значениях дополнительной нагрузки должна быть передана СО для внесения ее в реестр коммерческого учета. Любые дополнительные нагрузки вторичных цепей не должны изменяться без предварительного уведомления СО, и информация об измененных значениях дополнительной нагрузки вторичной цепи должна быть передана СО для внесения данных в реестр счетчиков коммерческого учета;
2) если нарушение общего режима, например, такое как отказ предохранителя ТН может привести к изменениям значений напряжений на счетчиках коммерческого учета, должно быть установлено реле контроля напряжения. Неисправность должна быть устранена в течение 24 часов после обнаружения повреждения. Аварийный сигнал должен передаваться СО через устройство хранения данных. <*>
404. Учет активной электроэнергии трехфазного тока на генераторах и точках подключения к сетям 110 кВ и выше должен производиться с помощью трехфазных трехэлементных счетчиков, имеющих измерительные блоки в каждой фазе.
405. Счетчики коммерческого учета реактивной энергии должны соответствовать требованиям, указанным в пунктах 373-374.
406. Все счетчики коммерческого учета должны иметь долговременный регистр накопленной информации для каждого измеряемого объема. Регистр счетчика коммерческого учета не должен совершать более одного полного цикла в течение расчетного периода считывания показаний счетчика.
407. Счетчики коммерческого учета, которые снабжают данными отдельные устройства хранения данных, должны давать измеряемый объем электроэнергии в виде приращения электроэнергии за учитываемый период. <*>
408. Все счетчики коммерческого учета должны быть промаркированы при помощи специальных табличек. Данные по маркировке счетчиков коммерческого учета и технические спецификации должны быть предоставлены СО и ОРЦТЭ для внесения в реестр коммерческого учета.
409. Объемы памяти каждого устройства хранения данных должны быть такими, чтобы позволяли сохранять все измеренные величины в течение 45 дней с интервалом отбора данных в 15 минут.
410. Данные, которые передаются на расстоянии устройством хранения данных, должны иметь формат и протокол, определенные СО.
411. Должны быть предусмотрены программно-технические средства для выбора отдельного периода для данных по энергии и данных по энергии из ряда временного интервала 15 минут, так чтобы в каждом случае период завершал час. <*>
412. Данные коммерческого учета электроэнергии передаются в устройства хранения данных каждые 15 минут. При сбоях передачи информации должна быть обеспечена возможность сбора данных одновременно за несколько 15-минутных интервалов. <*>
413. Для каждого устройства хранения данных должен быть обеспечен источник бесперебойного энергоснабжения с отдельными для каждого устройства хранения данных предохранителями.
414. Если модем, связанный с устройством хранения данных располагается отдельно от устройства хранения данных, то он должен быть снабжен источником бесперебойного энергоснабжения с отдельными предохранителями.
415. В случае прекращения энергоснабжения устройство хранения данных должно передавать выходной аварийный сигнал на пункт с постоянным дежурным персоналом.
416. Необходимо иметь отдельное устройство хранения данных и отдельную линию связи. Если используется отдельное устройство хранения данных, то оно может использоваться для хранения данных, полученных более чем с одного счетчика коммерческого учета.
417. Комплекс коммерческого учета должен быть оборудован средствами для сохранения временных данных, находящихся в памяти.
Предпочтительно, чтобы данные хранились в долговременной памяти.
Должны быть обеспечены следующие технические возможности для хранения данных коммерческого учета:
1) объем памяти должен быть рассчитан на 96 периодов в день в течение 45 дней для всех значений по энергии;
2) (подпункт исключен - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 года N 222 ) ;
3) в случае прекращения подачи питания к устройству хранения данных, устройство хранения данных должно сохранять данные в течение периода прекращения подачи питания и поддерживать временную точность по времени, указанную в пункте 484;
4) промежуточные значения по электрической энергии, относящиеся к периоду прекращения подачи питания к устройству хранения данных, и нулевые значения по электрической энергии, относящиеся к периоду прекращения подачи питания к устройству хранения данных, должны быть отмечены соответствующим образом для идентификации их системой коммерческого учета;
5) для случаев продолжительного прекращения подачи питания часы, календарь и все данные должны функционировать в течение 45 дней без подключения внешнего источника энергоснабжения;
6) любая операция по считыванию информации не должна приводить к потере или изменению хранящихся данных коммерческого учета;
7) по запросу системы коммерческого учета устройство хранения данных должно выдавать любой объем хранящейся информации. <*>
418. Для каждого из указанных ниже случаев должны быть обеспечены средства контроля:
1) ошибка в работе устройства хранения данных;
2) контроль по энергоснабжению;
3) проверка памяти;
4) неисправность цепей ТН;
5) доступ к местному порту запросов. <*>
419. Информация о любом из указанных выше отказов должна быть передана СО при помощи общего аварийного сигнала. Аварийный сигнал должен иметь соответствующую кодировку для идентификации его с соответствующим периодом. <*>
420. Каждое устройство хранения данных должно иметь и местные, и удаленные технические средства для осуществления запросов из отдельных портов.
421. Оборудование коммерческого учета должно быть установлено таким образом, чтобы считывание и перепрограммирование данных коммерческого учета, проводимых с системы коммерческого учета, могло осуществляться только посредством местного и удаленного доступа на соответствующем уровне безопасности, контролируемом соответствующими паролями.
422. Должны выдаваться следующие данные коммерческого учета в ходе осуществления запроса:
1) данные измерений электроэнергии, определенные в пунктах
2) (подпункт исключен - приказом Министра энергетики и минеральных
3) аварийные сигналы;
4) время и дата, указываемые устройством хранения данных. <*>
423. Для каждого устройства хранения данных должен быть предусмотрен порт запроса в местный терминал данных (компьютер), для следующих целей:
1) сдача в эксплуатацию, техническое обслуживание и обнаружение повреждений;
2) передача данных коммерческого учета в случае отказа системы связи;
3) установка параметра времени, если это не может быть сделано на расстоянии или автоматически;
4) техническое обслуживание и обнаружение повреждений. <*>
424. Каждое устройство хранения данных должно быть снабжено интерфейсом внутренней и внешней связи, таким как модем или радиопередатчик, который обеспечивает обмен данными при выполнении местных и удаленных запросов в соответствии с действующими нормативными документами Республики Казахстан. Должна иметься линия связи, обеспечивающая сбор данных коммерческого учета системой коммерческого учета для использования СО.
425. Все участники рынка должны обеспечить специальные выделенные каналы или Internet для поиска данных коммерческого учета. Резервным каналом должен быть коммутируемый канал. Если предоставление специального выделенного канала или Internet не представляется возможным, технически нецелесообразно или экономически невыгодно, участник рынка по согласованию с СО может выделить взаимно резервируемые коммутируемые каналы. <*>
426. Фактически используемые средства должны быть согласованы с СО и отвечать его требованиям. Обеспечение линией связи и расходы по ее аренде несет участник рынка - владелец комплекса коммерческого учета.
427. Считывание данных со счетчика коммерческого учета, программирование и изменение параметров возможно только посредством доступа на соответствующем уровне безопасности с помощью паролей.
428. Система связи между устройством хранения данных и системой коммерческого учета должна включать средства проверки ошибок.
429. Технические требования к формату передаваемых данных, протоколу и средствам проверки ошибок и уровню безопасности должны определяться СО.
430. Все оборудование комплекса коммерческого учета должно быть опломбировано в соответствии с определенной согласованной процедурой.
Пломбы должны прикрепляться таким образом, чтобы доступ к внутренней части счетчика коммерческого учета, измерительным цепям устройства сбора данных был невозможен без нарушения целостности пломбы.
431. Компоненты комплекса коммерческого учета и связанные с ними цепи от измерительных трансформаторов должны быть надежными и безопасными. Испытательные блоки выводов или аналогичные технические средства для проведения тестирования и поверки должны располагаться по возможности на близком расстоянии к соответствующим счетчикам
432. Модемы должны быть соответствующим образом изолированы от связанных с ними линий связи.
433. Участник рынка - владелец комплекса коммерческого учета, участвующая электросетевая компания, СО и организация, осуществляющая коммерческий учет, должны иметь свободный доступ к комплексу коммерческого учета для контроля, проверки данных и проверки комплекса и его технического обслуживания и ремонта.
434. Данные коммерческого учета, хранящиеся в комплексе коммерческого учета, должны быть защищены от прямого местного и удаленного электронного доступа при помощи соответствующих паролей.
435. Организация, осуществляющая коммерческий учет, должна предоставить пароли "Только чтение" соответствующим участникам рынка и электросетевой компании и пароли "Чтение" и "Запись" СO. Пароли, используемые участниками рынка, должны быть занесены в реестр
436. Каждый комплекс коммерческого учета и его компоненты, параметры и рабочие характеристики должны быть точно определены и внесены в реестр коммерческого учета. Все изменения компонентов, и корректировки должны быть согласованы с СО и после завершения работ, данные по ним, незамедлительно должны быть представлены СО.
437. На устройство, технические спецификации и схемы соединений комплекса коммерческого учета должны быть представлены необходимые документы. Они должны содержать технические данные и установочные параметры измерительных трансформаторов и счетчиков коммерческого учета.
438. Документы должны быть представлены организацией, осуществляющей коммерческий учет и должны находиться у владельца ОТКУ.
439. База данных коммерческого учета ОРЭ хранит всю техническую, административную и физическую информацию по всем точкам коммерческого учета. База данных коммерческого учета состоит из двух частей: данные счетчика коммерческого учета и данных комплекса коммерческого учета.
440. СО осуществляет обновление, корректировку и управление этой базой данных, он также отвечает за поддержание безопасности и конфиденциальности при выполнении им управления, обработки, корректировки и хранения данных счетчика коммерческого учета и данных комплекса
441. Данные счетчика коммерческого учета составляют часть базы данных коммерческого учета и хранят информацию, связанную с комплексами коммерческого учета, необходимыми в соответствии с настоящей главой по данным счетчика коммерческого учета.
442. Задачей данных счетчика коммерческого учета является:
1) регистрация пунктов подключения, точек коммерческого учета и участников рынка;
2) подтверждение соблюдения требований с настоящей главой по счетчикам коммерческого учета;
3) поддающееся контролю регулирование изменений зарегистрированной информации.
443. Участник рынка по каждому своему комплексу коммерческого учета, должен представить все необходимые данные и технические спецификации, в соответствии с требованиями пунктов 445-450, СО, который отвечает за проверку правильности информации и за хранение информации счетчика коммерческого учета.
444. Каждый документ поверки применяется для контроля уровня точности, указанного в пунктах 373-374. О каждом изменении компонента комплекса коммерческого учета и каждом изменении установочных параметров должно быть немедленно доложено СО для регистрации. Обновленные записи данных счетчика коммерческого учета должны быть проверены и подтверждены владельцем счетчика и СО.
445. Комплекс коммерческого учета должен содержать как минимум следующую информацию о пункте подключения и точке коммерческого учета:
1) владелец комплекса коммерческого учета, организация, ведущая коммерческий учет;
2) точные названия месторасположения;
3) информацию о контактном лице и номерах телефонов по каждому участку, предоставленные владельцем комплекса коммерческого учета.
446. Информация по установке приборов коммерческого учета:
идентификационные коды (ИК) точек коммерческого учета, производитель, тип, модель, серийный номер, год выпуска и класс точности, все данные, касающиеся физических и технических спецификаций, стандартов, номинального и максимального тока, номинального вспомогательного напряжения, рабочего диапазона и точности всех приборов (включая коэффициенты трансформации тока и напряжения), все данные необходимые для утверждения типа измерительного комплекса, вся информация, касающаяся испытаний, ввода в эксплуатацию, включая сертификаты поверки, протоколы тестирования и даты, программа по замене устройств, графики поверки и тестирования, осуществления ремонта, новой аттестации и, при необходимости, обновленные сертификаты поверки. Дата последнего контроля объекта, дата последнего тестирования счетчика коммерческого учета и дата последней поверки счетчика коммерческого учета, свидетельство поверки с указанием погрешности комплекса коммерческого учета, а также данные измерительных трансформаторов, счетчиков коммерческого учета, устройств хранения данных. <*>
447. Информация по обмену данными:
1) номера телефонов для сбора данных коммерческого учета;
2) информация, касающаяся обеспечения связи, включает: тип оборудования, серийный номер, технические спецификации, интерфейс и протокол связи;
3) информация о пользователях и их права доступа;
4) информация, касающаяся обеспечения безопасности, в особенности пароли "читать" и/или "записать" (которая должна храниться в защищенном месте). <*>
448. Согласованные сторонами договора процедуры проверки достоверности и замены данных должны включать:
1) алгоритмы;
2) методику сравнения данных;
3) обработку и сигналы (пределы источников напряжения, пределы углов фаз);
4) альтернативные источники данных.
449. Обработка данных для проведения эксплуатационных расчетов включает алгоритм "Расчет выданной почасовой выработки электроэнергии".
450. Каждый участник рынка представляет СО по каждой из своих точек коммерческого учета вышеприведенные данные в следующих ситуациях:
1) когда устанавливается новый комплекс коммерческого учета;
2) когда вносятся какие-либо изменения в данные счетчика коммерческого учета или изменены характеристики комплекса коммерческого учета;
3) когда вводится в работу система учета электроэнергии. <*>
451. Каждый комплекс коммерческого учета должен иметь идентификационный код (ИК), который содержит восемнадцать десятичных разрядов. Структура ИК будет следующей:
1 | 2 | 3| 4| 5| 6| 7| 8| 9| 10| 11| 12| 13| 14| 15| 16| 17| 18 1-й разряд - код страны. Значение кода может быть от "1" до "9", присваивается СО;
2-й разряд - код энергетической зоны. Значение кода может быть от "1"
до "9", присваивается СО;
3-й, 4-й разряды - код области, города или энергоузла. Значение кода может быть от "01" до "99", присваивается СО;
5-й разряд - код основной деятельности субъекта. Значение кода может быть от "1" до "9", присваивается СО;
6-9 разряды - код признака субъекта. Значение кода может быть от "0001" до "9999", присваивается СО;
10-11 разряды - персональный код структурного подразделения субъекта. Значение кода может быть от "01" до "99", присваивается организацией, выполняющей проект;
12-14 разряды - персональный код подстанции субъекта. Значение кода может быть от "001" до "999", присваивается организацией, выполняющей проект;
15-18 разряды - персональный код комплекса коммерческого учета субъекта. Значение кода может быть от "0001" до "9999", присваивается организацией, выполняющей проект. <*>
452. Данные коммерческого учета должны храниться в базе данных коммерческого учета. Данные коммерческого учета состоят из всех измеренных, рассчитанных и хранимых значений коммерческого учета, которые используются для целей взаиморасчетов и пользования электрической сетью.
453. СО осуществляет сбор данных коммерческого учета путем дистанционного опроса с использованием протокола передачи данных, обеспечивает безопасность и сохранность их в базе данных коммерческого учета для целей взаиморасчетов и пользования электрической сетью, а также для использования их в будущем участниками рынка. <*>
454. Сбор измеренных данных коммерческого учета и запись в базу данных СО осуществляется каждые 15 минут. <*>
455. Владелец комплекса коммерческого учета должен обеспечить надежность работы линии связи и дистанционной передачи информации от комплекса коммерческого учета до базы данных коммерческого учета.
456. Если дистанционный опрос становится недоступным, СО должен достичь соглашения с участником рынка о получении соответствующих данных путем проведения запросов на месте. Если это невозможно, тогда СО должен использовать другие средства (например, операционная SCADA) для формирования базы данных. <*>
457. Данные коммерческого учета включают:
значения активной и реактивной энергии, полученные с комплексов значения, рассчитанные на основе первоначальных данных, которые выполняются СO;
подсчитанные, откорректированные данные в случае отсутствия данных или в случае ошибочных данных. <*>
458. Данные коммерческого учета должны быть собраны, обработаны, пройти административную обработку и храниться с обеспечением их безопасности и конфиденциальности.
459. Данные должны храниться в базе данных коммерческого учета в течение двух лет в формате, обеспечивающем быстрый доступ и течение последующих трех лет в архивном формате.
460. TO осуществляет проверку достоверности и замену данных в случае ошибки или в случае отсутствия данных.
461. Когда проводится испытание устройства по хранению данных и для сбора обновляемых ежедневных данных, то необходимо выполнить следующие условия:
1) должны быть сравнены идентификационные коды установки коммерческого учета и число каналов передачи данных с предполагаемыми данными. Если в любом из этих случаев они отличаются, данные не собираются, подается сигнал сбоя и проводится расследование сбоя в соответствии с пунктами 486-488;
2) если в устройстве по хранению данных не доступна информация, то информация не собирается и подается сигнал о сбое и проводится расследование сбоя в соответствии с пунктами 486-488;
3) если невозможно установить связь с устройством по хранению данных, то подается сигнал о сбое и проводится расследование сбоя в соответствии с пунктами 486-488;
4) время и дата в устройстве по хранению данных должны быть сравнены с предполагаемыми значениями. Если время отличается более чем на 10 секунд и менее чем на одну минуту, то устройство по хранению данных корректируется системой сбора данных коммерческого учета. Если время отличается более чем на одну минуту, подается сигнал о сбое и проводится расследование сбоя в соответствии с пунктами 486-488;
5) сигналы, поданные устройством по хранению данных, должны быть проверены. Если какой-либо из них вызывает сомнение, то подается сигнал о сбое и проводится расследование сбоя в соответствии с пунктами 486-488.
462. Если СО обнаруживает сбой в работе комплекса коммерческого учета, СО уведомляет сторону, владеющую комплексом коммерческого учета в течение 24 часов после обнаружения сбоя. <*>
463. Если существуют расхождения между данными комплекса коммерческого учета и данными базы данных коммерческого учета, заинтересованный участник рынка должен связаться с СО, чтобы определить наиболее подходящий способ устранения причины возникшего расхождения и должны быть предприняты согласованные действия, чтобы исключить подобные расхождения в будущем.
464. СО отвечает за то, чтобы все инциденты системы коммерческого учета и произошедшие сбои системы коммерческого учета были расследованы и устранены в соответствии с регламентом настоящей главы. СО также отвечает за то, чтобы обо всех сбоях докладывалось своевременно стороне, владеющей комплексом коммерческого учета, электросетевым компаниям и организации, ведущей коммерческий учет, в зависимости от конкретной ситуации. <*>
465. Если имеют место расхождения данных коммерческого учета, или если необходимо провести процедуру замены, СО отвечает за замену данных коммерческого учета и должен разработать процедуру замены данных и соответствующие инструкции, проконсультировавшись с другими участниками рынка.
466. В случае полного отсутствия данных коммерческого учета или сбоя комплекса коммерческого учета, данные должны быть заменены с использованием согласованных между сторонами методов. Информация, полученная из SCADA за прошедшие периоды и из других источников, должна использоваться в соответствии с разрешенным доступом. <*>
467. Если данные коммерческого учета не могут быть получены из комплекса коммерческого учета, в течение времени, необходимого для взаиморасчетов, тогда значения замещаемых данных должны быть подготовлены СО с использованием метода, согласованного с участниками рынка.
468. Участник рынка может предложить СО провести аудит, который определит соответствие между данными базы данных коммерческого учета и данными комплекса коммерческого учета участника рынка.
469. Если проверка комплекса коммерческого учета, проведенные в соответствии с пунктами настоящей главы покажут ошибку не более чем в 1,5 раза превышающую допустимую погрешность, но это по обоснованному заключению СО не затрагивает серьезно какого-либо участника рынка, то производить замены считываемых данных не требуется. <*>
470. Если имеет место расхождение данных комплекса коммерческого учета и данных базы данных коммерческого учета, нет доступа к другим источникам данных для производства проверки, то данные комплекса коммерческого учета считаются доказательством, достаточным при отсутствии опровержения.
471. База данных коммерческого учета, которая содержит данные коммерческого учета субъектов ОРЭ, принадлежит СО. Для того, чтобы СО имел возможность обеспечить безопасность базы данных коммерческого учета, только СО должен иметь доступ к ней. СО предоставляет данные коммерческого учета и данные счетчика коммерческого учета в ответ на письменное предложение любой из сторон указанных ниже. Эта информация предоставляется специально для подтверждения испытаний, разрешения споров, поверки или любых других целей, которые СО считает приемлемыми. Во всех случаях информация должна предоставляться в электронном виде насколько это возможно быстро, но не позднее, чем за одну неделю.
472. Стороны, которые имеют право запрашивать данные:
1) сторона, владеющая соответствующим комплексом коммерческого учета и эксплуатирующая его;
2) электросетевые компании (энергопередающая или распределительная или совместно) в отношении всех комплексов коммерческого учета в точках их подключения к сети;
3) организации, ведущие коммерческий учет, отвечающие за определенный комплекс коммерческого для целей испытаний и ремонта.
473. В случае аварии всего или части комплекса коммерческого учета, СО в течение 24 часов уведомляет участника рынка и организацию, ведущую коммерческий учет. После этого сторона, владеющая комплексом коммерческого учета и эксплуатирующая его, будет отвечать за устранение сбоя и за то, чтобы комплекс был готов к эксплуатации на полную мощность в течение следующих периодов времени:
1) там, где авария серьезно затрагивает взаиморасчеты, комплекс коммерческого учета должен быть снова готов к эксплуатации в течение 5 дней;
2) там, где авария не затрагивает серьезно взаиморасчеты (например, авария линий связи), комплекс коммерческого учета должен быть снова готов к эксплуатации в течение 15 дней.
474. Во всех вышеуказанных случаях окончательное решение о восстановлении эксплуатации будет принимать СО.
475. Требования к хронометражу системы коммерческого учета, включая базу данных коммерческого учета и местный комплекс коммерческого учета, следующие:
1) они должны быть установлены в соответствии с астанинским зимним временем (АсЗВ), которое на шесть часов опережает Универсальное скоординированное время (УСВ) при переходе на почасовой расчетный период учета и оплаты электроэнергии на ОРЭ. Не должно иметь место перехода на астанинское летнее время (АсЛВ);
2) период отсчета должен быть увязан с точкой отсчета времени 00:00:00 часов в соответствии с зимним астанинским временем;
3) синхронизация базы данных коммерческого учета должна проводиться только посредством интегрированного приемника и синхронизированного радиосигнала. Каждый цикл сбора данных коммерческого учета должен проверять собственное время устройства хранения данных в соответствии с пунктами настоящей главы и корректировать;
4) синхронизация устройства хранения данных должна проводится посредством интегрированного приемника и синхронизированного радиосигнала или путем синхронизирующего эталонного сигнала, как части сбора данных коммерческого учета. Этот синхронизирующий эталонный сигнал должен автоматически передаваться при каждом сборе данных коммерческого учета;
5) по каждому устройству хранения данных общие пределы погрешности по хронометражу, с учетом возможных сбоев синхронизации в течение каждого периода диспетчеризации, должны быть в пределах 0,1%.
Данные коммерческого учета должны быть установлены в пределах точности +/-1 секунда астанинского зимнего времени;
6) начало каждого периода отсчета должно быть в пределах +/-1 секунда астанинского зимнего времени;
7) продолжительность каждого периода отсчета должна быть в пределах точности +/-0,1% за исключением времени синхронизации, которая будет происходить в этот период;
8) общие пределы погрешности по хронометражу, с учетом сбоя коммуникации с устройством хранения данных в период, продолжительностью до 10 дней, должны быть:
в отношении завершения каждого периода опроса в пределах +/-10 секунд астанинского зимнего времени;
в отношении длительности каждого периода опроса в пределах +/-0,1%, за исключением тех случаев, когда время синхронизации приходилось на период опроса. <*>
476. СО обеспечивает проверку, утверждение технических характеристик комплекса коммерческого учета, а также проведение тестирований и анализа результатов, мониторинг поверки счетчиков коммерческого учета и измерительных трансформаторов. Для проведения проверок СО может привлечь любую организацию, осуществляющую коммерческий учет, в качестве своего агента. <*>
477. Изменения параметров существующего комплекса коммерческого учета производится только уполномоченными лицами, и должно быть представлено в отчете и согласовано с СО до начала каких-либо изменений.
478. Все организации, осуществляющие коммерческий учет, должны быть способны выполнять специализированные работы по обслуживанию, требуемые данной главой настоящих Правил. <*>
479. Измерительная аппаратура должна быть поверена и аттестована в соответствии со стандартами, разработанными ГОССТАНДАРТом для соответствия требованиям к точности и относительной погрешности, предъявляемой к коммерческому учету.
480. Все счетчики коммерческого учета должны пройти следующее:
1) первичную поверку.
Все счетчики коммерческого учета должны быть поверены до начала коммерческой операции в соответствии с требованиями к коммерческому учету и аттестованы ГОССТАНДАРТом на соответствие коммерческому учету. Данная поверка выполняется любым уполномоченным лицом или организацией (например, производителем, организацией, осуществляющей коммерческий учет, либо лабораторией испытательной станции), аккредитованными ГОССТАНДАРТом. Подтверждение для проведения проверки СО должно быть в форме актов и протоколов калибровки поверки, а также сертификатов поверки, удостоверяющих соответствие счетчиков коммерческого учета их классу точности. Результаты поверок, а также сертификаты поверки предоставляются СО для внесения их в реестр коммерческого учета;
2) периодические поверки и тестирования.
Счетчики коммерческого учета испытываются на регулярной основе, периодически проходят поверку и тестируются по мере необходимости, а так же в соответствии с интервалами, указанными в пункте 481.
СО может поручить выполнение поверки любой организации, осуществляющей коммерческий учет. <*>
481. Интервалы поверки и тестирования счетчиков коммерческого учета.
Поверки должны проводиться в соответствии с определенными интервалами с целью проверки того, что эксплуатация ведется в рамках, предписанных пределов погрешности, указанных в пунктах 373-374. Ниже представлены межповерочные интервалы. Дата и результаты всех поверок и тестирования должны быть предоставлены СО для внесения в реестр коммерческого учета. Время от времени, также могут потребоваться специальные дополнительные испытания помимо запланированных.
Таблица "Интервалы поверки и тестирования"
Ряд соединений | 500 кВ и выше, | 220-110 кВ, | 35-0,4 кВ, | генераторы | генераторы | генераторы | 200 МВт и выше, | от 50 до | менее 50 МВт, | лет |200 МВт, лет | лет Интервал повторной поверки статических счетчиков коммерческого учета 6 6 6 Интервал тестирования 2 3 3
482. Все измерительные трансформаторы проходят:
Новые измерительные трансформаторы поверяются до начала их ввода в коммерческую эксплуатацию на любом участке, в соответствии со спецификациями и требованиями ГОССТАНДАРТа и настоящих Правил.
Подтверждение для проведения проверки СО должно быть в форме результатов испытаний, а также сертификатов поверки, удостоверяющих соответствие измерительных трансформаторов их классу точности. Данная информация предоставляется СО для внесения ее в реестр коммерческого учета.
Для измерительных трансформаторов периодические поверки устанавливаются один раз в 12 лет, а тестирование - 1 раз в 6 лет;
3) все измерительные трансформаторы, перед метрологической аттестацией автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии, должны пройти процедуру поверки (калибровки) методом, согласованным с Госстандартом РК. <*>
483. Все устройства для хранения данных поверяются до начала их ввода в коммерческую эксплуатацию на любом участке в соответствии с требованиями Госстандарта и главы коммерческого учета настоящих ЭСП.
Данная информация предоставляется СО для внесения ее в реестр коммерческого
484. Проверки на месте установки проводятся в следующих целях:
1) определения погрешностей каналов передачи данных от комплексов коммерческого учета до центров обработки и хранения данных (ЦДУ, РДЦ).
Разница между показаниями счетчика и показаний устройства хранения данных за расчетный интервал времени не должна превышать 0,1%. Если погрешность измерения электрической энергии превышает эту величину, то составляется акт и разрабатывается план мероприятий по устранению погрешности измерений.
Проверка на месте установки комплексов учета электроэнергии проводится ежегодно для всех точек учета;
2) отсутствия доказательства повреждений комплексов коммерческого учета и связанного с ним оборудования, либо преступного использования любого рода комплексов коммерческого учета или связанного с ним оборудования, в частности, пломб и клейм;
3) отсутствия потенциальной безопасности комплексов коммерческого учета и связанного с ним оборудования.
485. Все неполадки, обнаруженные при проверке на месте установки должны быть представлены незамедлительно СО, который проводит расследование согласно пунктам настоящей главы. <*>
486. В случае погрешности или обнаружения подозреваемой погрешности, СО начинает следующую процедуру:
1) в течение 24 часов информирует участника рынка, электросетевую компанию и организацию, осуществляющую коммерческий учет;
2) там, где необходимо отдает распоряжение о сборе показаний с местного счетчика коммерческого учета;
3) отдает распоряжение ответственному предприятию о расследовании и устранении проблемы в соответствии с пунктами 473-474.
487. Если испытание комплексов коммерческого учета или проверки показывают погрешности более величины погрешностей, указанных в пунктах настоящей главы, а СО не определил, когда произошла погрешность, тогда считается, что погрешность произошла в период между временем успешного последнего испытания или успешной проверки и времени обнаружения погрешности. <*>
488. Если требуется какая-либо замена данных учета, как указано выше, СО должен предоставить согласованную замену данных учета в соответствии с пунктами 465-470 с целью исправления ошибки за период, в который произошла возможная ошибка.
489. Все организации, осуществляющие коммерческий учет до начала выполнения обязанностей, перечисленных ниже, должны быть уполномочены и аккредитованы ГОССТАНДАРТом в качестве организации, осуществляющей коммерческий учет.
490. Организации, осуществляющие коммерческий учет, должны подтвердить выполнение следующих функций:
1) проектирование, установка, сдача в эксплуатацию, а также поверка систем коммерческого учета в соответствии с требованиями к точности, обозначенными в данной главе коммерческого учета, а также превалирующих процедур и законодательства Республики Казахстан;
2) поверка, документация и установка параметров;
3) испытания, проверка и техническое обслуживание комплексов коммерческого учета и систем коммерческого учета;
4) (Подпункт исключен - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 года N 222 ). <*>
491. Все затраты на проектирование, установку, эксплуатацию, техническое обслуживание, испытания, поверку и обновление систем коммерческого учета, а также затраты на каналы связи и доступ к данным несут владельцы комплекса и систем коммерческого учета, эксплуатирующие их.
РАЗДЕЛ 6. ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ <*> Сноска. Название раздела с изменениями - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 г. N 222.
Глава 9. Оценка надежности <*> Сноска. Название главы с изменениями - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 г. N 222.
492 - 537. (Пункты исключены - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 года N 222 ).
Параграф 1. Дефицит поставки
538. В случае образования у продавца (поставщика) дефицита электрической энергии для выполнения его договорных обязательств, предусмотренных в суточном графике, он осуществляет следующие действия:
1) по заключенным срочным договорам купли-продажи производит замещение электрической энергии поставкой эквивалентного количества от других ЭПО;
2) по поставке проданной на централизованных торгах наличной электрической энергии обеспечить поставку эквивалентного количества электрической энергии из других источников (за исключением случаев форс- мажора, предусмотренных договором участия в централизованных торгах наличной электрической энергией) с оперативным, а в последствии по истечении не более 24 часов с момента возникновения дефицита поставки и с письменным (факс, электронная почта, Internet) уведомлением ОРЦТЭ о возмещении им проданной на торгах электрической энергии из других источников с указанием наименования источника, часов возмещения и объемов замещенной
539. Источниками замещения электрической мощности и энергии при их дефиците для поставок, как по срочным двухсторонним договорам купли- продажи, так и по сделкам, заключенным на централизованных торгах наличной электроэнергией, могут служить поставки:
1) от других ЭПО, с которыми у продавца (поставщика) электрической энергии, имеющего ее дефицит на предстоящие операционные сутки достигнута договоренность о замещении поставок;
2) от ПУЛ РЭМ;
3) от продавцов электроэнергии, подавших в СО заявки на продажу электроэнергии в режиме реального времени через балансирующий рынок электроэнергии. <*>
540. При отсутствии источников замещения в случае возникновении дефицита поставки электрической энергии, проданной на централизованных торгах наличной электроэнергией, СО вносит коррективы в суточный график, сокращая объем потребления электрической энергии в графике поставок на объем выбывшей из поставок электрической энергии в соответствии с действующими нормативными документами. <*>
541. СО должен использовать все усилия по поддержанию надежности энергосистемы, что обеспечит эффективную работу рынка с минимальным вмешательством.
542. СО обеспечивает оценку надежности, техническое обслуживание, восстановления энергоснабжения и непрерывность эксплуатации во времени.
543. Оценка надежности, осуществляемая СО, должна учитывать конфигурацию сети, остановы и надежность работы энергосистемы.
Эти требования охватывают следующие периоды:
1) долгосрочный - с упреждением на один год вперед - ежегодная оценка надежности ЕЭС согласно пунктам 553-556;
2) среднесрочный - с упреждением на один месяц вперед - ежемесячная оценка надежности ЕЭС согласно пунктам 557-560;
3) краткосрочный - от режима реального времени до одних суток вперед
- ежедневная оценка надежности согласно пункту 561. <*>
544. Для оценки надежности системы СО должен принять во внимание информацию согласно требованиям планирования, главы по оценке надежности, раздела 4 настоящих Правил, главы 7 координация остановов и техобслуживание и любой другой уместной информации, доступной время от времени.
545. Оценка надежности.
В процессе оценки надежности энергосистемы СО должен осуществлять:
1) сбор информации;
2) анализ информации;
3) публикацию результатов оценки надежности ЕЭС.
546. Информация, которая будет собрана СО (между СО и ОРЦТЭ будет происходить обмен информацией в установленном ими порядке для того, чтобы стороны могли предоставлять ее однократно с целью исключения двойной работы. ОРЦТЭ и СО будут считать эту информацию конфиденциальной) - должна быть использована для целей анализа и прогнозирования. Информация требуется для подтверждения того, что в эксплуатационном периоде - до одного года вперед - будет достаточная выработка электроэнергии, что обеспечит потребление активной и реактивной мощности и что оценка надежности источников электроснабжения может быть выполнена.
547. Информация, которая будет собрана СО вместе с информацией, собранной согласно требованиям главы 7 раздела 4 настоящих Правил, должна быть использована для оценки технических возможностей системы по выработке и передаче прогнозируемых объемов электрической энергии, ее устойчивости и надежности.
Периодически по мере необходимости СО может запрашивать дополнительную информацию. В случае запроса СО требуемая ему информация должна быть предоставлена запрашиваемой стороной, как только это станет возможным.
548. Каждый год к концу октября все компании энергосистемы, потребители электроэнергии, непосредственно подключенные к электрической сети и ЭПО, должны обеспечить СО следующей информацией относительно каждой из своих силовых установок, указанных СО:
1) потребители - прогнозы потребления активной и реактивной мощности в точке подключения заданного часа и дня каждого месяца. Час и сутки определяются СО;
2) ЭПО:
прогноз нагрузки на заданный час и день каждого месяца. Час и сутки будут определены СО;
работоспособность электростанции на прогнозируемый год, принимая во внимание любые остановы, согласно разделу 4 настоящих Правил;
ограничения выработки электроэнергии;
другие состояния электростанции, которые могут существенно затрагивать надежность энергосистемы. <*>
549. Каждый месяц к 14-ым суткам все компании энергосистемы, потребители электроэнергии, непосредственно связанные с электрической сетью передачи и ЭПО должны обеспечить СО следующей информацией относительно
1) потребители - прогнозы потребления, активной и реактивной мощности в точке подключения на каждый час третей среды следующего месяца или другие сутки, указанные СО;
2) ЭПО, указанные СО, должны предоставить следующую информацию о каждой из своих силовых установок:
прогноз нагрузки на каждый час третей среды следующего месяца или другие сутки, указанные СО;
работоспособность электростанции на прогнозируемый месяц, принимая во внимание любые остановы, согласно разделу 4;
другие состояния электростанции, которые могут существенно влиять на надежность энергосистемы. <*>
550. В целях комплексной оценки надежности анализ информации производится СО со всеми сторонами.
Такой анализ оценки надежности использует информацию, собранную согласно пунктам 546-552, изложенным выше, для ежегодного и ежемесячного планирования. СО использует всю доступную ему информацию, как открытую, так и закрытую. Анализ СО проводиться на основе утвержденных нормативно- технических документов.
551. СО обеспечивает все стороны достаточной информацией для планирования, технического обслуживания или других надобностей.
552. Публикация ежемесячных, еженедельных и ежедневных оценок надежности энергосистемы (ОНЭ) предназначена для гарантирования всем сторонам должной информированности, что позволить им принять решения об эффективной и экономичной их работе и определенно позволит им делать
1) планировать любой график работы на электростанции и/или установке;
2) информировать все стороны о возможных потенциальных проблемах в надежности энергосистемы.
Параграф 2. Ежегодная оценка надежности ЕЭС (ОНЕЭС)
553. СО производит и издает ежегодную ОНЕЭС каждый год к концу ноября. Это охватывает следующий календарный год и основывается на исследовании энергосистемы в течение одного часа заданного дня каждого месяца.
554. СО может производить и издавать дополнительные обновленные версии ежегодной ОНЕЭС в случае существенных изменений или других причин.
555. Ежегодная ОНЕЭС должна содержать следующую информацию:
1) прогноз электропотребления на каждый месяц в течение часа и суток, указанных СО;
2) прогноз требуемого запаса для обеспечения стандартов надежности;
3) доступная выработка электроэнергии;
4) оценки потерь передачи в МВт в течение указанных суток;
5) данные любых расчетных ситуаций, где стандарты надежности для ЕЭС Казахстана будут нарушены.
556. СО издает ежегодную ОНЕЭС, доступную с помощью электронной почты всем сторонам и уполномоченному органу. СО должен документировать процедуру, используемую для подготовки ежегодной ОНЕЭС и делать эту информацию доступной любой стороне или уполномоченному органу.
Параграф 3. Ежемесячная ОНЕЭС
557. СО производит и издает ежемесячную ОНЕЭС каждый месяц по крайней мере за четыре рабочих дня перед окончанием месяца. Это охватывает следующий календарный месяц и основывается на исследовании энергосистемы в течение каждого часа третьей среды месяца или другие сутки, указанные СО.
558. СО может производить и издавать дополнительные обновленные версии ежемесячной ОНЕЭС в случае существенных изменений или других причин.
559. Ежемесячная ОНЕЭС должна содержать следующую информацию:
1) прогноз электропотребления на каждый час третьей среды месяца или другие сутки указанные СО;
2) прогноз требуемого запаса для обеспечения стандартов надежности;
4) оценки потерь передачи в МВт в течение каждого часа указанных суток;
5) данные любых расчетных ситуаций, где стандарты надежности для
560. СО издает ежемесячную ОНЕЭС, доступную с помощью электронной почты всем сторонам и уполномоченному органу. СО должен документировать процедуру, используемую для подготовки ежемесячной ОНЕЭС и делать эту информацию доступной любой стороне или уполномоченному органу.
Параграф 4. Ежедневная ОНЕЭС
561. Ежедневная ОНЕЭС разрабатывается и публикуется ежедневно согласно правилам составления и публикации суточного графика, изложенными в
562. За невыполнение или ненадлежащее выполнение своих обязательств, предусмотренных настоящей главой, участники рынка электрической мощности и энергии Республики Казахстан, включая ОРЦТЭ, а также СО несут ответственность, предусмотренную действующим законодательством Республики Казахстан и заключенными договорами.
РАЗДЕЛ 7. СИСТЕМНОЕ РЕГУЛИРОВАНИЕ И УСЛУГИ ДИСПЕТЧЕРИЗАЦИИ
Глава 10. Диспетчеризация
563. Диспетчеризацию сторон оптового рынка электрической мощности и энергии (ОРЭ) ЕЭС Республики Казахстан осуществляют СО.
564. СО в своей деятельности руководствуются нормативными документами Республики Казахстан. <*>
565. СО выполняет следующие функции:
1) передачу электрической мощности и энергии от продавцов до покупателей по электрической сети на основе договоров;
2) управление режимами межгосударственных перетоков электрической энергии для юридических лиц сопредельных государств;
3) оперативно-диспетчерское управление технологическими процессами производства электрической мощности всеми электростанциями Республики, передачу электрической энергии от оптовых продавцов к покупателям и потребления импортируемой электрической мощности оптовыми потребителями на основе сформированного почасового суточного графика производства- потребления и перетоков электрической мощности по сетям электросетевых компаний;
4) организацию параллельной работы субъектов ЕЭС Казахстана на основе необходимых критериев надежности;
5) организацию параллельной работы с энергосистемами сопредельных государств на договорной основе. <*>
566. Диспетчеризация преследует выполнение двусторонней задачи. Во- первых, обеспечить постоянный баланс между производством и потреблением электроэнергии, во-вторых, обеспечить по возможности необходимым резервом для интегрированной работы всей электрической сети, а также качественную поставку электроэнергии в соответствии с требованиями настоящих Правил путем:
1) мониторинга суточных контрактов с учетом графика суточной пропускной способности;
2) выдачи диспетчерских распоряжений и инструкций энергопроизводящим организациям;
3) выдачи диспетчерских инструкций и распоряжений пользователям по регулированию нагрузки;
4) учета пропускной способности сети;
5) поддержания соответствующего уровня оперативного резерва.
567. Данный раздел распространяется на следующих участников:
2) ОРЦТЭ;
3) ЭПО;
4) пользователи.
568. Участники рынка выполняют следующее:
1) каждый производитель (потребитель) электроэнергии, являющийся участником оптового рынка электроэнергии, обеспечивает выполнение суточного графика выработки (потребления) в соответствии с распоряжениями на его изменение, выдаваемыми СО;
2) потребители - регуляторы, которые предоставляют услуги по уменьшению нагрузки, должны соблюдать условия своих соглашений и в частности придерживаться согласованных технических параметров до тех пор, пока они не будут изменены по соглашению с СО.
569. СО обеспечивает сохранность диспетчерских инструкций в пригодном для использования электронном формате не менее, чем в течение трех лет. Любой участник рынка может сделать заявку на доступ к некоторой из всей сохраняемой в инструкциях информации. Доступ будет разрешен только по согласованию с СО в случае обоснованности запроса.
570. Управление балансом мощности в ЕЭС Казахстана организуется на основании суточных графиков. Электростанции в нормальных условиях выполняют заданный суточный график нагрузки и вращающегося резерва.
Потребители электрической энергии не превышают свой заявленный почасовой график потребления активной мощности.
571. Ведение режимов параллельной работы осуществляется на основе поддержания заданных суточным графиком сальдо межрегиональных и межгосударственных перетоков электрической энергии.
572. Потребители электроэнергии самостоятельно контролируют исполнение своих обязательств по выполнению суточного графика, как по потребляемой мощности, так и по электроэнергии согласно заключенным договорам.
573. ЭПО самостоятельно контролируют поставку с шин электростанций электрической мощности и энергии соответствующего качества, согласно заключенным договорам в соответствии с суточным графиком.
574. Оперативный контроль за установленными суточными графиками потребления электрической энергии в регионах (областях) производится самостоятельно диспетчерскими центрами электросетевых компаний и диспетчерскими центрами СО, с учетом коррекции по частоте. Обо всех вынужденных отклонениях от заданного графика дежурный персонал немедленно докладывает диспетчеру вышестоящего уровня оперативного управления.
575. СО использует имеющиеся у него объемы генерации для поддержания баланса генерируемой нагрузки в ЕЭС Казахстана и обеспечивает поддержание значений перетоков мощности в соответствии со значениями, согласованными в контрактах. Если электростанция или генерирующая установка не соблюдает запланированные объемы генерации, СО принимает меры в соответствии с пунктами 577-579.
576. При отклонении межгосударственного сальдо-перетока от задания в суточном графике по межгосударственным линиям электропередачи 1150 кВ, 500 кВ, 220 кВ более допустимой величины согласно договоров на параллельную работу с энергосистемами других государств СО принимает необходимые меры по вхождению в заданный сальдо-переток и вводит в действие механизм балансирующего рынка электроэнергии. <*>
577. СО дает указания в форме оперативных распоряжений для выполнения установленного суточного графика перетоков мощности, потребления и производства участниками энергорынка.
578. 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.
579. Сразу по получению распоряжения в отношении определенной генерирующей установки, ЭПО должна официально подтвердить по телефону принятие распоряжения, или обосновать его непринятие. Распоряжение может быть не принято только по соображениям безопасности персонала или по причине неправомерности распоряжения.
580. При выдаче диспетчерских распоряжений необходимо учитывать фактическое состояние работающего оборудования, его готовность к несению нагрузки в соответствующее время и период года (суток).
581. При возникновении непредвиденных ситуаций, связанных с безопасностью производства работ или угрозой повреждения оборудования, местный персонал немедленно сообщает об этом диспетчеру СО по телефону.
582. При отдаче и исполнении распоряжений диспетчера оперативный персонал всех уровней управления руководствуется соответствующими
583. СО осуществляет разработку технических мероприятий по регулированию реактивной мощности. Субъекты энергорынка, получившие от СО распоряжение на регулирование реактивной мощности, осуществляют их реализацию точно в соответствии с полученным распоряжением.
Пользователи обеспечивают правильность выполнения этих указаний.
584. Порядок регулирования напряжения в сетях и на электростанциях разрабатываются на каждом уровне оперативно-диспетчерского управления, в которых указываются все имеющиеся технические мероприятия (изменением реактивной нагрузки, изменением ответвлений трансформаторов) по регулированию напряжения на данном объекте (в сети).
585. Если пользователь не может выполнить распоряжение, правильно отданное СО, он извещает об этом СО немедленно по телефону.
586. В случае если пользователь не информировал СО о своей неспособности или отказе выполнения распоряжения, полученное от СО, СО должен принять принудительные меры воздействия.
587. СО при оказании услуг по диспетчеризации имеет право:
1) отдавать оперативные распоряжения, направленные на соблюдение критериев устойчивости функционирования ЕЭС, качества электрической энергии и заданных суточным графиком режимов производства-потребления электрической мощности и энергии, которые являются обязательными для всех субъектов ЕЭС, независимо от форм собственности и ведомственной принадлежности;
2) принимать все меры по устранению возникающих дисбалансов
3) реализовать другие права СО, как организации, осуществляющей оперативно-диспетчерское управление ЕЭС, определяемые Правилами ОРЭ Республики Казахстан, настоящими Правилами и другими нормативными документами;
4) вносить изменения в суточный график при угрозе снижения качества электроэнергии, снижении запасов надежности и устойчивости.
В случае, если СО предпринимает меры в соответствии с данным подпунктом, СО для целей аудита подробно регистрирует обстоятельства и причины, принятых им мер. В случае подачи обоснованного запроса каким-либо участником рынка или по просьбе (соответствующего органа) СО предоставляет письменный отчет. <*>
588. СО контролирует передачу нагрузки электростанций и обеспечивает:
1) режим работы электростанций и ее контрактных потребителей на основании суточных графиков;
2) переход от одного значения мощности заданного суточным графиком к другому значению не раньше, чем за 5 минут до конца часа и завершение позднее чем через 5 минут после начала следующего часа.
589. Невыполнением суточного графика производства, потребления, сальдо-перетока электроэнергии считается:
1) отклонение фактической величины среднечасовой мощности от заданного в суточном графике;
2) кратковременное отклонение фактической величины мощности от заданного в суточном графике более чем на 5%. <*>
590. Нарушение суточного графика работы должно фиксироваться на всех уровнях оперативного управления в оперативном журнале.
591. Диспетчерский резерв электрической мощности формируется следующими структурами:
1) ПУЛ резервов электрической мощности ЕЭС Казахстана (ПУЛ РЭМ);
2) балансирующий ОРЭ;
3) рынок системных и вспомогательных услуг. <*>
592. Резерв мощности, представляемый ПУЛ РЭМ, формируется на основании ежедневно разрабатываемой классификационной таблицы, в установленном инструкциями порядке.
593. При возникновении непредвиденных ситуаций, связанных со снижением выработки электростанций, СО своим распоряжением вводит в действие резервы мощности в установленном порядке. Факт использования резервной балансирующей мощности регистрируется в оперативном журнале СО.
594. Ввод резервов по распоряжению СО необходимо выполнять для скорейшего возвращения системы в рабочее состояние, отвечающее нормальным стандартам ее безопасного функционирования и ни при каких обстоятельствах система не должна работать в нарушение обычных стандартов надежной и безопасной работы более 30 (тридцати) минут.
595. Оперативная связь между СО и пользователями осуществляется по телефону. В случае отказа всех видов оперативной связи между СО и пользователем, последний непрерывно предпринимает попытки установить контакт с СО. До восстановления связи пользователь поддерживает нагрузку в соответствии с заданием в суточном графике или последними распоряжениями СО.
596. Пользователь при отсутствии оперативной связи с диспетчером самостоятельно предпринимает все меры по поддержанию частоты на уровне 50 Гц в соответствии с инструкциями. В течение всего времени отсутствия связи пользователь ни при каких обстоятельствах не нарушает заданного режима
597. При исчезновении прямой телефонной связи заинтересованные стороны принимают все возможные меры для восстановления связи с помощью необходимых средств.
598. В случае отсутствия связи между ЦДУ ЕЭС Казахстана и региональным диспетчерским центром (РДЦ) применяется организация централизованного диспетчерского управления согласно инструкций ЦДУ ЕЭС Казахстана. <*>
599. В случае необходимости передачи управления от ЦДУ к РДЦ последний должен принять на себя всю ответственность по выполнению диспетчерских функций в управляемом им районе. Все потребители, на которых распространяется указанное событие, должны выполнять инструкции, данные им РДЦ.
600. После восстановления связи РДЦ должен сообщить ЦДУ ЕЭС Казахстана обо всех изменениях в системе, которые произошли за время отсутствия связи.
601. Дефицит электрической мощности и энергии может возникнуть вследствие двух основных обстоятельств:
1) недостатка электроэнергии на рынке, когда контрактные, импортные и спотовые поставки не удовлетворяют общий спрос;
2) несоответствия между спросом и предложением электроэнергии, при котором недостаточность выработки электроэнергии для покрытия спроса на нее происходит в процессе диспетчеризации в режиме реального времени.
602. В течение периода или потенциального периода дефицита электрической мощности и энергии, как и в любое другое время, СО ни при каких обстоятельствах не может воспользоваться генерирующими установками, с которыми не заключены договоры и от которых не получены предложения.
Однако СО необходимо будет выдать рынку уведомление о создавшейся ситуации с тем расчетом, что участники рынка предпримут необходимые действия.
603. СО обеспечивает исполнение утвержденных суточных графиков и согласно Правил ОРЭ информирует ОРЦТЭ обо всех случаях возникновения дефицита поставки:
1) если отклонения вызваны непредвиденным снижением генерации с повреждением оборудования у какого-либо субъекта рынка или отключением передающих линий электропередачи, СО организует ввод резервных мощностей в соответствии с утвержденным графиком;
2) если отклонения вызваны непредвиденным снижением генерации без повреждения оборудования, увеличением прогнозных потерь или незапланированным увеличением потребления электрической энергии какими- либо покупателями. В этом случае СО:
дает распоряжение ЭПО по подъему нагрузки на электростанциях, чьи заявки на поставку резервной электрической энергии были приняты, для поставки ее потребителям;
вводит ограничения потребителей, не имеющих возможности своевременно оплатить стоимость потребленной электроэнергии, в случае если их продавцы снизили договорную отпускаемую мощность или они сами допустили увеличение потребления электрической мощности сверх договорной. При невыполнении требования о снижении нагрузки в течение 10 минут, СО вправе произвести частичное или полное отключение потребителя от сети, либо ввести схемы принудительного ограничения с использованием автоматики ограничения перетоков электрической энергии (АОПМ). <*>
604. В случае несоответствия между спросом и предложением электроэнергии в реальном времени первой обязанностью СО является достижение баланса мощности в ЕЭС Казахстана.
605. В случае дефицита поставки или потенциальной возможности дефицита поставки СО может проинформировать об этом ОРЦТЭ. Если устранение дефицита поставки не регламентируется никаким документом, СО принимает меры по своему усмотрению. В новых условиях СО может сбалансировать режим потребления и производства, поставить в известность участников оптового рынка и вносит необходимые изменения в суточные графики. <*>
606. Предупреждение о дефиците электрической мощности и энергии СО выдает сразу же, как только он узнает о каком-либо дефиците и содержащее
1) заявление, подробно поясняющее, является ли предупреждение о дефиците просто информационным или просьбой о принятии мер;
2) время начала и окончания периода потенциального дефицита;
3) размер потенциального дефицита;
4) регионы, которых будет касаться этот дефицит, если речь идет о проблеме, возникающей в какой-либо зоне;
5) любой период времени, в течение которого система будет эксплуатироваться с превышением допустимых режимов работы;
6) любые особые просьбы к ЭПО об эксплуатации конкретных генерирующих установок с превышением их коммерческих лимитов в целях обеспечения устойчивости ЕЭС;
7) и иные сведения.
607. Основное требование, необходимое для нормального функционирования рынка и процесса диспетчеризации, заключается в том, что все участники рынка работают по астанинскому единому времени. Участники рынка должны гарантировать, что они будут придерживаться времени точно в пределах максимальной погрешности равной +/-1 (одна) секунда. <*>
608. Ответственность за нарушение возлагается на участников рынка, которые вправе выбирать, какой из методов обеспечения точности времени для них предпочтителен. Сигнал временной синхронизации должен посылаться из системы управления энергией каждые 30 (тридцать) минут.
609. ЭПО не должны допускать отклонений от согласованных в суточных графиках уровней электрической энергии.
610. Потребители электрической энергии должны выполнять свои обязанности по энергопотреблению, определяемые контрактами на покупку электрической энергии. Они также должны соблюдать условия соглашений, заключенных с СО на предоставление услуг по диспетчеризации, управлению мощностью и передаче электроэнергии в ЕЭС Казахстана.
611. Все стороны должны соблюдать требования диспетчерских инструкций в допустимых пределах времени и точности, а также выполнять свои обязанности по соблюдению суточного графика.
612. В случае, если по обоснованному мнению СО, участники рынка не выполняют своих обязанностей в соответствии с требованиями данного раздела по диспетчеризации настоящих ЭСП, СО имеет право принять следующие меры:
1) информирует ЭПО о невыполнении им обязательств и отдает распоряжение как можно скорее установить соответствие и выясняет причины невыполнения обязательств;
2) если, по мнению СО для генерирующей установки необходимо или желательно изменить параметры электростанции, СО должен подать ЭПО просьбу о представлении удовлетворительных для СО модифицированных параметров с тем, чтобы у генерирующей установки был временной график диспетчеризации в режиме реального времени, который бы она могла бы выполнять;
3) если генерирующая установка или электростанция не выполняет требования оперативных распоряжений, тогда в течение суток генерирующая установка или электростанция объявляется не выполняющей требования и ей выдается официальное предупреждение СО;
4) ЭПО, которой выдается предупреждение, должна иметь возможность объяснить, по каким причинам она не выполнила требования СО;
5) производитель электроэнергии, получивший предупреждение, должен дать гарантии, что распоряжения СО будут соблюдаться в будущем. Если СО не удовлетворяет такие объяснения, что генерирующая установка будет реагировать в будущем на оперативные инструкции как это требуется, СО должен управлять отпуском энергии генерирующей установкой так, чтобы, насколько это возможно, она соответствовала графику отпуска, определяемому исключительно по усмотрению СО;
6) в случае, если ЭПО или пользователь нагрузки получает за невыполнение второе предупреждение, тогда в течение трех месяцев СО должен уведомить об этом ЭПО или пользователя нагрузки, а также уполномоченный орган;
7) ЭПО или пользователь нагрузки, которому выдается второе предупреждение, в течение трех месяцев должен получить возможность в письменном виде объяснить СО и уполномоченному органу причины такого неисполнения.
613. СО улучшает работу рынка электрической энергии с выгодой для всех участников рынка и в конечном итоге, для потребителей электроэнергии в соответствии с правилами рынка. СО должен эксплуатировать единую систему настолько экономично, насколько позволяют ее различные ограничения.
614. СО сохраняет баланс между этим требованием и необходимостью поддерживать стабильность, надежность и качество норм энергоснабжения единой энергосистемы Казахстана.
615. Отказ от следования стандартам стабильного, безопасного и качественного энергоснабжения может иметь место только в исключительных случаях. СО должен подробно изложить обстоятельства, позволяющие дать послабления в отношении таких стандартов. Такая процедура должна быть разработана в результате консультации с другими сторонами с полным учетом обязанностей СО по поддержанию надежной работы единой энергосистемы.
Исключительными обстоятельствами могут быть следующие:
1) после исключительного события - во время восстановления после всеобщего аварийного перерыва в энергоснабжении;
2) после важного события - пока единая энергосистема восстанавливается после прошедшего события.
Глава 11. Регулирование частоты и перетоков электроэнергии энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 г. N 222.
616. Данная глава определяет процедуры регулирования частоты и активной мощности в ЕЭС Казахстана.
617. Частота в ЕЭС поддерживается в соответствии с договорами по организации параллельной работы, заключенные между СО и операторами соседних государств.
618. При регулировании частоты различают первичное регулирование, осуществляемое за счет быстрого действия (до 30 сек.) регуляторов скорости турбин и предназначенное в основном при аварийных отклонениях частоты, и вторичное регулирование - за счет медленного изменения генерации автоматически или вручную в нормальных или послеаварийных режимах. При раздельной работе ЕЭС Казахстана с ЕЭС России и ОЭС Центральной Азии частота в ЕЭС Казахстана будет регулироваться одним или более способом, а именно:
1) автоматическими регуляторами генераторов, реагирующими в оба направления при отклонении частоты;
2) автоматическим управлением генерацией на генерирующих установках, подлежащих централизованной диспетчеризации;
3) регулированием нагрузки.
619. Целью данной главы является предоставление максимальной возможности СО по выполнению:
1) поддержания частоты системы на уровне, требуемом стандартами по частоте, приведенными в данной главе настоящих ЭСП;
2) поддержания контрактных перетоков мощности, согласованных в ежедневном графике, с энергетической компанией другого государства, регулирующей частоту.
620. Данная глава распространяется на:
2) ЭПО, включая ЭПО, имеющие генерирующие установки, подключенные к сети напряжением 10кВ и 35кВ;
3) потребителей нагрузки, с прямым подключением к электрической сети напряжением 110 кВ и выше.
621. ЕЭС Казахстана работает таким образом, чтобы поддерживать частоту системы в пределах требований, установленных в стандартах по регулированию частоты. Данные требования прилагаются в Приложении 3 по регулированию частоты и перетоков мощности. СО обеспечивает принятие всех мер, направленных на соблюдение всех стандартов. Вместе с тем, все стороны, работающие в ЕЭС Казахстана, выполняют все распоряжения, отданные СО в целях достижения поставленной задачи.
В режиме раздельной работы ЕЭС Казахстана с ЕЭС России и ОЭС Центральной Азии стандарты регулирования частоты, приведенные в Приложении 3 к настоящим Правилам относятся только к ЕЭС Казахстана.
В режиме параллельной работы с ЕЭС России и/или ОЭС Центральной Азии частота поддерживается в соответствии с договорами на регулирование частоты.
622. Каждый участник оптового рынка ЕЭС Казахстана должен выполнять заданный диспетчерский суточный график потребления (с коррекцией по частоте), генерации, сальдо-перетоков и осуществляет их соблюдение за счет собственных сил и средств. В нормальном режиме поддержание частоты или контрактного межгосударственного сальдо-перетока осуществляется посредством соблюдения участниками ОРЭ утвержденного суточного графика сальдо-перетока.
623. СО в нормальном режиме осуществляет необходимую координацию по регулированию частоты или сальдо-перетока в ЕЭС Казахстана или с частоторегулирующими объединениями других государств.
624. При возникновении технологических нарушений СО должен предпринять все необходимые меры в соответствии с настоящими Правилами по их предотвращению и ликвидации. Инструкции, выданные СО в соответствии с настоящим разделом по регулированию частоты и перетоков мощности, участникам ОРЭ являются обязательными для исполнения.
625. СО имеет право проводить системное испытание субъектов ОРЭ для контроля за выполнением технических требований. Системные испытания организуются и проводятся в соответствии с разделом 4 настоящих Правил.
626. При аварийном снижении генерирующей мощности в ЕЭС Казахстана оперативный персонал ЭПО, включая производителей с генерирующими установками, подключенными к сети напряжением 10кВ и 35кВ пользователей нагрузки, с прямым подключением к сети напряжением 35кВ и выше должен под координацией СО:
1) восстановить частоту при изолированной работе или согласно договорам на параллельную работу заданный сальдо-переток за счет мобилизации вращающегося резерва на ТЭС и резерва на ГЭС (в том числе и через ПУЛ РЭМ);
2) развернуть холодный резерв на электростанции, аварийно снизившей генерацию или электростанциях имеющих договор на взаимное резервирование (в том числе через ПУЛ РЭМ);
3) ввести ограничения для потребителей нагрузки от производителя, аварийно снизившего генерацию. По мере ввода ограничений производить разгрузку ТЭС и ГЭС, привлеченных к регулированию.
Режим работы участников ОРЭ, не имеющих договор на услуги по регулированию частоты или мощности определяется в соответствии с требованиями, изложенными в нормативных документах;
4) восстановить электроснабжение ограниченных пользователей по мере разворота резерва.
627. Системные характеристики и резервы обеспечиваются производителями электроэнергии и другими пользователями. Данная услуга централизованно координируется СО, который обеспечивает наличие точного размера резерва доступного в любое время для обеспечения поддержания частоты в системе в соответствии со стандартами по регулированию частоты ЕЭС Казахстана, как это определено в настоящей главе по регулированию частоты.
628. Системные характеристики и резервы должны:
1) реагировать на постоянные незначительные изменения частоты в системе из-за изменений в объеме нагрузки и/или генерирующей установки;
2) реагировать на более глубокие изменения частоты в системе, возникшие из-за внезапных изменений в общем объеме выработки и потребления
629. Частотная характеристика - это автоматическое реагирование на изменения частоты в системе. Она разделяется на первичную и вторичную.
630. Частотная характеристика основывается на принципе единства генерации и потребления и обеспечивается во всей энергосистеме. При нарушении баланса между произведенной и потребленной активной мощностью все производители электроэнергии, которые работают параллельно в общей системе, обеспечивающей регулирование частоты, принимают участие в создании нового равновесного баланса.
631. Частотная характеристика определяет быстрое увеличение или снижение генерации активной мощности в общей системе с целью приостановить снижение или увеличение частоты системы и восстановить ее на заданном уровне. Заданный уровень частоты системы номинально должен составлять 50 Гц, либо в исключительных случаях, это будет иной уровень, по которому частоторегулирующая энергосистема или СО отдадут распоряжение на восстановление частоты.
632. Первичное регулирование частоты осуществляется за счет действия регуляторов скорости вращения турбин электростанций. Участие электростанции в первичном регулировании частоты в большинстве случаев зависит от режима настройки регулятора скорости вращения турбины.
Электростанции согласовывают режим работы регулятора скорости вращения турбины с СО.
633. Диапазон первичного регулирования - это область регулирования мощности, в которой первичные регуляторы могут автоматически реагировать в оба направления при отклонении частоты. Этот диапазон должен быть не менее 5% номинальной мощности турбин, участвующих в первичном регулировании.
634. Резерв мощности для первичного регулирования должен составлять не менее 2,5% от общей располагаемой мощности электростанций ЕЭС Казахстана и распределен между возможно большим количеством генераторов.
635. Время мобилизации первичного резерва должно соответствовать требованиям установленным СО, утверждаемым уполномоченным органом. <*>
636. Статизм регуляторов скорости вращения турбин не должен превышать 5%, а степень нечувствительности должна быть минимальной и не превышать - 0,2 Гц.
637. Вторичное регулирование частоты и сальдо перетоков мощности осуществляется с помощью автоматических регуляторов частоты и мощности (АРЧМ) ЕЭС Казахстана, работающих по пропорционально-интегральному принципу или вручную.
638. Диапазон вторичного регулирования - это диапазон регулирования вторичной регулирующей мощности, в котором вторичный регулятор (или диспетчер) автоматически (или вручную) может действовать в оба направления от рабочей точки в рассматриваемый момент времени.
Вторичный резерв - это положительная часть диапазона вторичного регулирования, расположенная между рабочей точкой и максимальным значением диапазона вторичного регулирования.
Суммарная величина этого резерва в ЕЭС Казахстана должна быть не ниже мощности самого крупного агрегата или отклонения до 8% текущего потребления ЕЭС.
639. Вторичное регулирование должно обеспечивать полный набор (снижение) установленной нагрузки до 15 минут. <*>
640. Частотная характеристика ЕЭС Казахстана определяется посредством испытания и при отсутствии таких данных статизм принимается равным 4%.
641. Постоянный резерв - это генератор, который гарантирует восстановление достаточного резерва активной мощности для обеспечения первичного и вторичного регулирования частоты. Генератор, обеспечивающий постоянный резерв, определяется СО в соответствии с заключенными договорами. Ввод постоянного резерва осуществляется автоматически или вручную в следующих случаях:
1) при изменении первичной частотной характеристики и/или вторичной частотной характеристики после того, как произошло чрезвычайное событие, что позволит восстановить требуемую частотную характеристику;
2) в качестве запасного резерва на случай непредвиденного события;
3) предоставление дополнительного резерва на случай прогрессирующих потерь электроэнергии.
642. Резерв должен быть активизирован с тем, чтобы резерв был внесен вовремя и существовала возможность восстановить первичную частотную характеристику и/или вторичную частотную характеристику.
643. В постоянном резерве могут находиться:
1) синхронизированная установка;
2) установка в простое;
3) прерывистая нагрузка.
644. Синхронизированная установка может обеспечивать постоянный резерв в следующих случаях:
1) генерирующие установки, синхронизированные к системе, но работающие в холостую;
2) генерирующие установки, работающие с выработкой мощностей ниже их максимальной выработки.
645. Установка в простое может обеспечивать постоянный резерв при условии, что будет обеспечен ввод резерва в пределах требуемого времени.
646. Отключение дополнительных нагрузок потребителей (прерывистая нагрузка) может применяться в качестве мероприятий по вводу постоянного резерва.
647. Должна обеспечиваться возможность применения резерва в течение не менее 4 часов.
648. Резерв замещения - это генераторы, которые после ввода в работу могут работать непрерывно в целях сохранения величины постоянного резерва.
Электростанции, обеспечивающие резерв замещения, определяются заранее в целях их готовности к работе в согласованные с СО сроки мобилизации резерва.
СО обеспечивает своевременный ввод резерва замещения на тех электростанциях, которые могут выполнить эту функцию. ЭПО должны обеспечивать СО информацией об имеющихся объемах резерва замещения.
649. Ввод резерва замещения осуществляется немедленно и требуется в
1) исключительные обстоятельства, такие, как выход из строя генерирующей установки;
2) долговременное отсутствие генерации, которая не может быть восстановлена из первоначального источника.
650. Резерв замещения позволяет сохранить постоянный резерв с тем, чтобы обеспечить требуемые частотные характеристики в долгосрочном периоде.
651. При условии, что будет обеспечен ввод резерва в пределах требуемого времени, в резерве замещения могут находиться:
1) генераторы на тепловых электростанциях в режиме горячего резерва;
2) гидрогенераторы.
652. Резерв замещения должен вступать в работу в пределах 60 минут и выходить на полную мощность в минимальный срок. Должна обеспечиваться непрерывная работа резерва замещения на неопределенный срок до устранения причин ввода резерва.
653. СО должен гарантировать достаточность резервов для поддержания частоты при отклонении частоты в сторону увеличения.
654. При подъеме частоты до уровня 50,5 Гц все электростанции в пределах технологических ограничений должны участвовать в снижении
655. Электростанции, обеспечивающие регулирование по высокой частоте, определяются СО.
656. Все гидрогенерирующие установки должны работать в автоматическом частотно-чувствительном режиме в рабочем состоянии все время и все генерирующие установки тепловых электростанций должны обеспечивать изменение нагрузки в допустимых пределах. В исключительных случаях СО может дать временное разрешение на неучастие генерирующих установок в регулировании частоты в случае технических неисправностей или неустойчивой работы оборудования.
657. При изменении частоты в системе из-за изменения в выработке мощности генерирующих установок оператор электростанции, участвующей в регулировании частоты не должен препятствовать повышению/понижению генерации за исключением случаев угрожающих жизни людей и повреждению оборудования.
658. Приведенные ниже требования к генерирующим установкам являются обязательными и представляют собой необходимый минимум требований, если только СО не снимает этих требований.
Электростанции должны работать с нормально введенными регуляторами скорости вращения турбин.
Электростанции должны согласовать режим работы регуляторов скорости вращения турбин с СО.
659. Статизм регуляторов скорости вращения турбин не должен превышать 5%.
660. Зона нечувствительности регуляторов скорости вращения турбин должна быть не выше - 0,2 Гц, что составляет 0,04%.
661. Скорость отслеживания графика нагрузки должна соответствовать требованиям установленным СО.
662. Каждая генерирующая установка должна обладать способностью реагировать на пошаговое изменение в частоте с непрерывным изменением выхода в размере 20% от номинальной мощности.
663. В случае выделения части ЕЭС Казахстана на изолированную работу вышеизложенные требования сохраняют силу для выделившейся части энергосистемы. Однако в большинстве случаев невозможно обеспечить выполнение всех требований в полном объеме. Поэтому первоочередной задачей в подобной ситуации является восстановление параллельной работы выделившейся части ЕЭС с ЕЭС Казахстана.
664. Все требования к регулированию частоты, описанные в разделе по регулированию частоты и перетоков мощности, применяются для обеспечения нормального функционирования ЕЭС Казахстана. В некоторых случаях, могут существовать дополнительные потребности в размещении резерва по зонам (зональный резерв). СО дает объяснение по принятию этого решения в случае обоснованного требования со стороны участника рынка.
665. СО имеет право запросить у участников ОРЭ информацию в отношении выполнения ими технических требований.
666. Стоимость услуг по регулированию частоты и мощности рассчитывается на основе договоров между участниками ОРЭ.
Глава 12. Контроль напряжения
667. Настоящая глава по регулированию напряжения определяет требования и критерии в отношении регулирования напряжения и технического оборудования по регулированию напряжения и реактивной мощности.
668. Задачами настоящей главы являются:
1) установление ассоциированных требований по достижению уровней напряжения в сети электропередачи и связанных системах пользователей, чтобы обеспечить требуемые уровни напряжения с минимальными потерями во время передачи;
2) установление электросетевыми компаниями соответствующих уровней напряжения в своих региональных электрических сетях;
3) поддержание стабильности, безопасности и целостности
4) предотвращение ущерба электрической сети и предприятию
5) поддерживание напряжения на точках подключения пользователей в рамках, указанных в настоящей главе.
669. Настоящая глава распространяется к следующим сторонам:
2) электросетевым компаниям;
4) потребителям.
670. Контроль напряжения в ЕЭС должен обеспечить:
1) необходимое напряжение у потребителя;
2) уровни напряжения в пределах значений, допустимых для оборудования электрических станций и сетей;
3) устойчивость системы с надежной параллельной работой электростанций ЕЭС Казахстана;
4) пропускную способность межсистемных связей ЕЭС Казахстана;
5) минимизацию потерь электроэнергии в ЕЭС Казахстана.
671. СО должен обеспечить поддержание оптимальных уровней напряжения в НЭС электропередачи, а электросетевые компании должны обеспечить это в региональные электрические сети.
672. Контроль напряжения в ЕЭС должен отвечать следующим требованиям:
1) соответствия требованиям режима по реактивной мощности;
2) обеспечения достаточной реактивной мощности для динамического регулирования напряжения, чтобы:
обеспечить регулирование напряжения в нормальном режиме;
ограничить снижение напряжения в условиях коротких замыканий;
3) предоставлять резервы статической и динамической реактивной мощности.
673. Для исключения повреждения оборудования и обеспечения стабильной параллельной работы ЕЭС и пользователей, уровни напряжения должны соответствовать стандартам безопасности и качества ЕЭС, а также должны быть в рамках допустимых значений, как указано в следующих таблицах.
Наибольшие рабочие напряжения ЕЭС Казахстана Номинальное | Наибольшее рабочее | Максимальное напряжение | напряжение | отклонение | | напряжения 1150кВ 1200кВ Макс. ----- 500кВ 525кВ Макс. ----- 220кВ 252кВ Макс. ----- 110кВ 126кВ Макс. ----- 35кВ 40,5кВ Макс. ----- 10кВ 12кВ Макс. (- 10% до + 10%)
6кВ 7,2кВ Макс. (- 10% до + 10%)
<1кВ ----- (- 10% до + 10%)
Уровни напряжения, приведенные в таблице, определены на основании циркуляра Ц-01-95(Э) от 15.03.1995 г. РАО ЕЭС России и принятого Научно- техническим Советом "Казахстанэнерго" 13.12.1995 г.
Допустимое повышение напряжения промышленной частоты на оборудовании 500кВ электрической сети ЕЭС Казахстана в нормальных и ремонтных режимах Кратность амплитуды | | | отклонения напряжения |От 1.0 до 1.025 |От 1.025 до 1.05|От 1.05 до 1.075 U макс.доп. | | |
------------ | (525кВ - 538кВ)| (538кВ - 551кВ)| (551кВ - 564кВ)
U макс.раб. | | |
Допустимая длительность одного случая не более 8 часов 3 часа 1 час Допустимое число случаев в год не более 200 сл. 125 сл. 75 сл.
Интервал между двумя случаями не менее 12 часов Допустимое повышение напряжения промышленной частоты оборудования в электрической сети 500-110кВ в ЕЭС Казахстана в аварийных режимах и при переключениях (где имеется две величины, то большая величина для изоляции фаза-земля, меньшая - для изоляции фаза-фаза)
Оборудование | Допустимое повышение напряжения при длительности | воздействия, сек.
| (в относительных единицах от максимально | допустимого рабочего напряжения)
| 1200 сек | 20 сек | 1 сек | 0.1 сек Силовые трансформаторы и автотрансформаторы 1.10 1.25 1.90 2.00
1.10 1.25 1.50 1.58
Шунтирующие реакторы 1.15 1.35 2.00 2.08 электромагнитные трансформаторы 1.15 1.35 1.50 1.58 напряжения Коммутационная аппаратура, емкостные 1.15 1.60 2.20 2.40 трансформаторы напряжения, трансформаторы тока, 1.15 1.60 1.70 1.80 конденсаторы связи и шинные опоры Вентильные разрядники типа РВМГ 1.15 1.35 1.38 - типа РВМК 1.15 1.35 1.45 - типа РВМК-II 1.15 1.35 1.70 - всех типов напряжением 110-220кВ 1.15 1.35 1.38 -
674. Каждая электросетевая компания поддерживает уровни напряжения на своих подстанциях в соответствии с утвержденным графиком напряжения и таблицей "Наибольшие рабочие напряжения ЕЭС Казахстана".
Напряжение регулируется по иерархической структуре от высшего класса напряжения к низшему в последовательности: 1150, 500, 220, 110, 35, 10 кВ, 6 кВ и 0,4 кВ.
675. Максимальные значения устанавливаются на основе технических характеристик основного оборудования, а минимальные значения рассчитываются и устанавливаются СО и электросетевой компанией из условия обеспечения устойчивой параллельной работы ЕЭС и всех генерирующих установок.
676. Регулирование напряжения в контрольных точках энергосистемы в пределах заданных графиком осуществляется уполномоченным диспетчерским центром путем поддержания соответствующих балансов реактивной мощности в энергосистеме и отдельных ее узлах, перераспределением потоков реактивной мощности в электросетях. Оптимальное управление потоками реактивной мощности одно из средств снижения потерь электроэнергии в электрических сетях. Перетоки реактивной мощности регулируются быстродействующими автоматическими регуляторами возбуждения (АРВ), установленными на генераторах электростанций и на синхронных компенсаторах, реакторами и автоматическими регуляторами напряжения на трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованными устройствами РПН.
677. Основные цели регулирования напряжения и реактивной мощности имеют два следующих основных аспекта:
1) ограничить перетоки реактивной мощности, чтобы достичь минимальных потерь активной мощности;
2) обеспечить необходимый баланс реактивной мощности, чтобы поддерживать уровни напряжения в системе и таким образом обеспечить устойчивую и безопасную работу электрической сети.
Баланс между произведенной реактивной мощностью и потребленной реактивной мощностью должен обеспечиваться на региональном уровне в силу технических и эксплуатационных характеристик системы.
678. Способы регулирования напряжения, которые могут использоваться СО, включают:
1) оборудование электрической сети:
переключение анцапф трансформаторов;
коммутация линий;
коммутация реакторов и конденсаторов;
статические компенсаторы реактивной мощности (СКРМ) синхронные компенсаторы (СК);
2) генерирующее оборудование: выработка и потребление реактивной мощности, выработка реактивной мощности генерирующей установкой, переключение анцапф трансформаторов генерирующих установок;
3) оборудование потребителей электроэнергии:
корректировка коэффициента мощности. <*>
679. Целью регулирования напряжения является оптимизация перетоков реактивной мощности. С этой целью обеспечиваются оптимальные уровни напряжения. Стратегии достижения этого включают следующее:
1) оптимизацию в соответствии с третичным регулированием напряжения с использованием ручного регулирования;
2) автономные исследования и решения на основе данных от операций в режиме реального времени.
680. Все генерирующие установки должны иметь систему возбуждения, регулируемую автоматическим регулятором напряжения (АРН), постоянно действующую и эксплуатируемую в автоматическом режиме пока она синхронизирована.
681. ЭПО может вывести из действия или ограничить действие АРН в следующих случаях:
1) для безопасности персонала и/или оборудования;
2) для обеспечения надежности генерирующей установки;
3) ограничение заранее согласовано между СО и производителем
682. В случае если генерирующая установка не эксплуатируется под контролем АРН, СО может наложить ограничения на работу генерирующей установки в той степени, в какой это необходимо для обеспечения безопасности и работы электроэнергетической системы в рамках предписанных стандартов вплоть до отключения генерирующей установки.
683. Регулирование напряжения и реактивной мощности может быть разделено на три отдельных типа - первичный, вторичный и третичный.
684. Первичное регулирование напряжения - это поминутное регулирование напряжения и реактивной мощности. В большинстве случаев регулирование осуществляется автоматически специальным оборудованием.
685. Первичное регулирование напряжения осуществляется генерирующей установкой с АРН, генерирующими установками, действующими как синхронные компенсаторы и управляемыми компенсирующими устройствами такими, как статический компенсатор реактивной мощности (СКРМ), синхронный компенсатор (СК).
686. Генерирующие установки с АРН обладают возможностью быстро изменять генерацию реактивной мощности по факту отклонения напряжения.
687. Совместное регулирование напряжения или раздел реактивной мощности используется на некоторых электростанциях, чтобы регулировать напряжение на специальных точках электрической сети. Это обеспечивает оптимальное передачу реактивной мощности среди генерирующих установок, работающих параллельно в рамках этой электростанции. Эти схемы обычно работают на базе напряжения на соответствующих высоковольтных системах шин.
688. К ЭПО предъявляется требование, чтобы их генерирующие установки соответствовали обязательным требованиям первичного регулирования напряжения, а электросетевые компании имеют схожее обязательство в отношении управляемых компенсирующих устройств.
689. Вторичное регулирование напряжения реализуется автоматически в пределах нескольких минут. Регулирование напряжения производится медленнодействующим вторичным регулятором напряжения АРН.
690. Третичное регулирование напряжения состоит из действий, которые могут быть произведены в ручном режиме в соответствии с инструкциями СО, чтобы координировать работу всех устройств регулирования напряжения и реактивной мощности. Способы, используемые для осуществления первичного регулирования напряжения могут также использоваться для осуществления вторичного регулирования напряжения вместе с шунтирующими реакторами, компенсаторами и переключателями, находящихся под напряжением ответвлений, трансформаторов или автотрансформаторов.
691. Общей целью третичного регулирования является поддержание необходимых уровней напряжения и реактивной мощности по всей СО, ЭПО и все электросетевые компании должны обеспечить, чтобы их электростанции в любое время отвечали требованиям положения о третичном регулировании напряжения.
692. Составление графика напряжения включает в себя долгосрочный процесс оптимизации с использованием оценок реального потребления и генерации. Эта процедура охватывает систему, как в целом, так и по отдельности, чтобы определить оптимальные уставки и положение с обслуживанием ассоциированных механизмов регулирования напряжения АРН, переключателями анцапф, шунтирующих реакторов и емкости конденсаторов.
693. В результате этой процедуры появится оптимизированный механизм предоставления резерва реактивной мощности для целей вторичного регулирования напряжения.
694. СО обеспечивает выполнение этой процедуры в отношении НЭС и электросетевые компании в отношении региональных электрических сетей.
695. Электрическая сеть планируется и эксплуатируется электросетевыми компаниями и СО таким образом, чтобы постоянно защищать ее от возможных потерь (в чрезвычайных ситуациях электрическая сеть может эксплуатироваться в режиме, который не отвечает нормальным стандартам безопасности. Это может включать ситуации, возникшие во время восстановления после крупного сбоя всей или части системы энергоснабжения).
696. Ключевым элементом работы с вероятными событиями являются резервы реактивной мощности.
697. СО обеспечивает допустимые уровни напряжения в энергопередающей сети в периоды максимального и минимального уровней потребления электроэнергии с использованием средств регулирования напряжения в необходимом объеме.
698. СО издает инструкции электросетевым предприятиям и пользователям, где регламентируется:
1) энергопроизводящим организациям поддерживать уровни напряжения, настраивая генерирующую установку на выработку или потребление реактивной мощности, до тех пор, пока не будет достигнут регулируемый лимит реактивной мощности;
2) включение шунтирующих реакторов и компенсаторов, напрямую
3) перевод анцапф трансформаторов и автотрансформаторов;
4) изменения режима эксплуатации и уровня напряжения синхронных и статических компенсаторов.
699. СО должен каждые 3 (три) месяца составлять график напряжения, содержащий следующую информацию:
1) оптимальные уровни напряжения в контрольных пунктах;
2) аварийные пределы снижения напряжения;
3) положение анцапф автотрансформаторов и трансформаторов;
4) количество постоянно включенных реакторов;
5) количество коммутируемых реакторов;
6) режим работы ЕЭС;
7) уставка напряжения и режим работы синхронных компенсаторов и компенсаторов реактивной мощности;
8) меры, которые необходимо предпринять в случае дисбаланса реактивной мощности между спросом и предложением;
9) любые другие меры по осуществлению регулирования напряжения и реактивной мощности.
700. ЭПО должны поддерживать уровни напряжения на шинах электростанций и генерирующих установок в электрической сети в соответствии с графиком напряжения. Это требование должно быть выполнено в той степени насколько позволяют технические возможности их электростанций.
701. О любом отклонении от допустимых пределов напряжения необходимо сообщать вышестоящему диспетчерского управления.
702. Помимо обязательных требований ко всем ЭПО о предоставлении реактивной мощности для регулирования напряжения, дополнительная реактивная мощность может быть предложена СО потребителям в соответствии с условиями договора на оказание дополнительных услуг.
Глава 13. Эксплуатация электрической сети
703. В данной главе изложены процедуры, связанные с работой ЕЭС Казахстана в масштабе реального времени, которые должен осуществлять СО для обеспечения соответствия режимов и схемы электрической сети ЕЭС Казахстана.
704. Данная глава распространяется на следующих участников:
4) потребителей электроэнергии, непосредственно подключенных к напряжению 110 кВ и выше.
705. СО должен координировать и направлять работу по эксплуатации линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше и связанного с ними оборудования и устройств, которые составляют НЭС.
СО для контроля за эксплуатацией НЭС, осуществляет следующие функции:
1) обеспечение эффективной передачи электроэнергии по НЭС для обеспечения нормального функционирования рынка;
2) обеспечение соответствия ЕЭС Казахстана стандартам по надежности и качеству, изложенным в нормативных документах и настоящих Правилах;
3) сведение к минимуму ограничений в электрической сети;
4) поддержание необходимого уровня напряжения во всей ЕЭС
5) выдача разрешений на отключение оборудования и/или устройств в случае плановых и внеплановых отключений электроэнергии;
6) выдача разрешения и распоряжений по обесточиванию оборудования в случае отключений электроэнергии;
7) проведение эксплуатационных исследований для сети и анализа стабильности системы в режиме реального времени;
8) проведение исследований по отказам в ЕЭС Казахстана и анализа отказов;
9) обеспечение безопасности ЕЭС Казахстана посредством правильного устройства и применения систем защиты и удаление отказавших элементов системы защиты и обеспечение нормального функционирования системы при данных обстоятельствах. <*>
706. Переключения в сети возможны только в следующих случаях:
1) в случае поступления четких распоряжений от СО о производстве операций по переключениям в электроустановке;
2) в случае отключения оборудования и/или аппаратуры для проведения работ или испытаний в соответствии с системой мер по технике безопасности и охране труда;
3) в случае, если оборудование и/или аппаратура должно быть отделено и изолировано от сети по причинам, связанным с безопасностью.
707. Мероприятия по изоляции и заземлению в НЭС могут быть только в
1) СО выдал распоряжение по отключению оборудования и аппаратуры от НЭС, когда соответствующая единица передающего оборудования обесточена;
2) СО выдал сообщение, согласованное с пользователем, подтверждающее, что единица передающего оборудования обесточена.
708. Никакие работы в системах защиты, управления или рабочих системах связи не могут проводиться без согласования с СО. В случае необходимости проведения аварийных работ СО должен быть уведомлен об этом в максимально короткие сроки.
709. СО должен осуществлять мониторинг и проверку необходимых для работы системы условий в НЭС в режиме реального времени.
710. СО должен получать данные по мониторингу сети электропередачи в масштабе реального времени посредством передачи этих данных с объектов СО и других объектов пользователей сети электропередачи в систему управления потреблением электроэнергии (СУПЭ) СО.
711. СО и все пользователи должны иметь в наличии необходимое оборудование - удаленные терминалы (контроллеры), концентраторы другого оборудования на всех их объектах, а также иметь в наличии необходимые надежные системы связи для точной, своевременной и надежной передачи данных в СУПЭ.
712. СО издает инструкции по осуществлению производства переключений в НЭС и на оборудовании и аппаратуре потребителя, подключенной к ней. Данные инструкции разбиваются на категории.
713. Переключения при отключениях электроустановок представляют собой первый этап, который необходимо осуществить СО или потребителю для ввода в действие системы мер по технике безопасности и охране труда.
714. СО издает инструкции по регулированию напряжения в системе электропередачи, согласно настоящих Правил. Данные инструкции по коммутации являются дополнением к любым оперативным инструкциям, которые даются производителям электроэнергии для управления реактивной мощностью, выдаваемой их генерирующими установками.
715. Инструкции по переключениям, необходимые для регулирования напряжения, должны содержать следующее:
1) порядок переключений для воздушных и подземных линий электропередачи;
2) включение и выключение статических реакторов и компенсаторов;
3) порядок переключений на статических источниках реактивной
4) изменение положений ответвлений трансформатора.
716. В случае срабатывания аварийной сигнализации, которая нарушает или может нарушить нормальный безопасный режим работы оборудования и/или аппаратуры, СО должен предпринять необходимые действия и дать соответствующие распоряжения по производству переключений.
Если проблема или потенциальная проблема решена, СО должен дать необходимые указания для возврата оборудования и/или аппаратуры в нормальный режим работы.
717. После отключения в случае отказа в электрической сети, поврежденное оборудование и/или аппаратура автоматически возвращаются в нормальный режим работы. В случае долговременного повреждения или если не сработало автоматическое включение оборудования, СО должен произвести переключения вручную для восстановления нормального режима работы оборудования и/или аппаратуры, но при условии выяснения работы защит и состояния оборудования после его аварийного отключения.
718. В случае множественных переходных повреждений в цепи в силу погодных условий или по каким-либо другим причинам СО может принять решение о принудительном обесточивании цепи до изменения условий и разрешить аварийное отключение согласно настоящих Правил.
719. Если требуется отключение передающего оборудования при необходимости проведения работ или испытаний, то в этом случае должна быть введена в действие система мер по технике безопасности и охране труда.
720. Система мер по технике безопасности и охране труда относится к компетенции СО или потребителя, участвующих в вышеуказанной процедуре, за исключением случаев, указанных в главе по координации мер безопасности настоящих Правил. В эту систему мер входит процесс, состоящий из четырех этапов и включающий обесточивание, изоляцию, заземление и оформление соответствующих документов. Порядок осуществления данной процедуры следующий:
1) отключение электроустановки должно быть согласовано электросетевой компанией или потребителем с СО и утверждено СО, согласно главе 6 настоящих Правил;
2) если субъект, которому необходимо отключение электроустановки, готов начать эту процедуру, СО должен выдать свое окончательное разрешение и соответствующие распоряжения по переключениям для обесточивания соответствующего оборудования и/или аппаратуры;
3) если СО и участвующий в процедуре субъект согласовали обесточивание единицы оборудования и/или аппаратуры, тогда СО примет от субъекта выведенное оборудование только в отключенном, изолированном и заземленном состоянии;
4) СО должен сделать отметку в схеме электрической сети для указания того, что соответствующая единица оборудования и/или аппаратуры находится в ремонте, была передана на баланс другого субъекта.
Соответствующее оборудование и/или аппаратура находятся после этого под ответственностью субъекта, которому необходимо отключение электроэнергии и который вводит в действие свою систему мер по технике безопасности и охране труда для выполнения работ и/или проведения испытаний.
721. По завершении работ и/или испытаний субъект, участвовавший в них, выполняет мероприятия системы мер по технике безопасности и охране труда до того момента, когда достигнуто состояние, при котором возможно повторное подключение к источнику электроэнергии отключенного оборудования и/или аппаратуры. В данном случае должны выполняться следующие действия:
1) участвующий субъект должен уведомить СО о том, что ранее выведенное оборудование и/или аппаратура обесточена и готова к повторному подключению к источнику питания;
2) СО и субъект должны согласовать ввод оборудования в работу;
3) СО должен выдать необходимые распоряжения по производству переключений для повторного подключения соответствующего оборудования и /или аппаратуры.
722. СО выступает в качестве оператора, дающего обоснованные и рациональные указания, всю полноту мер по безопасности, связанную с производством переключений, обеспечивают электросетевая компания или потребитель. Электросетевая компания или потребитель должны предпринимать все необходимые меры, обеспечивающие безопасность людей, оборудования и /или аппаратуры (энергосистемы) и следовать правилам по технике безопасности и охране труда.
723. Оборудование и/или аппаратура может быть выведена из эксплуатации при наличии четкого указания СО. Однако, если отключение от сети необходимо произвести по причинам, связанным с безопасностью людей, оборудования и/или аппаратуры, сети или в силу возможных причин, связанных с безопасностью людей или охраной окружающей среды, в этом случае аварийное отключение может быть произведено при отсутствии четкого указания со стороны СО.
724. В случае необходимости аварийного отключения для удаления оборудования и/или аппаратуры из энергосистемы по любой из причин, указанных выше, субъект должен немедленно уведомить об этом СО.
725. Аварийное повторное подключение к сети без разрешения СО, не разрешается ни при каких обстоятельствах.
726. Если при переключениях допущена ошибка, участвующий субъект немедленно сообщает об этом СО и не предпринимает никаких мер, за исключением аварийного отключения, до получения дальнейших распоряжений от СО. СО немедленно принимает все необходимые меры, требующиеся в данной ситуации.
727. СО должен выдать распоряжения по переключениям СО и другим пользователям НЭС в следующем виде:
1) СО выдает распоряжения по переключениям другому субъекту в стандартной утвержденной форме;
2) если распоряжения по переключениям даются в устной форме, то получающий их субъект записывает и повторяет их для СО;
3) получающий распоряжение субъект должен дать подтверждение того, что выполнение распоряжения по переключениям не влечет за собой нарушения безопасности или возможного нарушения безопасности;
4) если в данном случае происходит нарушение безопасности, субъект, получающий распоряжение, должен немедленно сообщить об этом СО и прекратить выполнение данных ему распоряжений по переключениям;
5) если выполнение распоряжения по переключениям не влечет за собой нарушения безопасности или возможного нарушения безопасности, субъект, получающий распоряжение, должен без задержки выполнить данное ему распоряжение по переключениям;
6) после выполнения распоряжения по переключениям субъект, получивший распоряжения, должен немедленно сообщить об этом СО;
7) СО и субъект, получающий распоряжения, должны зарегистрировать и подробно описать эту процедуру с указанием времени.
728. Персонал СО или руководство потребителя электроэнергии НЭС специально назначается СО или потребителем и фиксируется СО в качестве персонала, уполномоченного принимать распоряжения по коммутации от СО.
Процедура выдачи полномочий, которая будет использоваться для данного персонала, должна быть специально утверждена СО.
Глава 14. Регулирование нагрузки
729. Данная глава регулирует действия электросетевых компаний, пользователя сети ЭПО, когда генерация не достаточна для покрытия общего потребления, а также включает в себя положения по регулированию нагрузкой, которые позволяют СО управлять всей системой во время аварий и/или для регулирования частоты, напряжения и при перегрузке оборудования в любой части электрической сети. <*>
730. В данной главе рассматриваются следующие методы ограничения нагрузки:
1) управление нагрузкой отключением ее части;
2) автоматическое отключение нагрузки при понижении частоты.
731. В случае внезапной и неожидаемой потери генерации или импорта мощности, а также в случае проблем в электрических сетях, может возникнуть необходимость в аварийном управлении нагрузки для защиты целостности сети.
Такое управление достигается комбинацией приемов, состоящих из сброса нагрузки при понижении частоты и аварийном отключении нагрузки вручную.
Требования по сбросу нагрузки при понижении частоты излагаются в настоящих
732. Регулирование нагрузки не будет по возможности применяться к приоритетным потребителям, таким как основные поставщики услуг инфраструктуры, медицинские учреждения и т.д., а будет применяться к менее ответственным потребителям.
733. Общей задачей данной главы является определение требований по предоставлению средств, позволяющих ограничить нагрузку и избежать или облегчить эксплуатационные проблемы во всей или части электрической сети.
734. Данная глава распространяется на следующих участников:
3) потребители нагрузки, напрямую подключенные к сети напряжением 110кВ и выше;
4) пользователи сети. <*>
735. Управление нагрузкой и отключение нагрузки обычно применяется к потребителям, связанным с электрическими сетями 110 кВ и выше имеющими нагрузку не менее 5 MВт при условии согласия потребителя использовать долю своей нагрузки для регулирования нагрузки энергосистемы.
736. СО могут быть ограничены или отключены потребители нагрузки для обеспечения регулирования частоты или других целей, установленных договором. В договоре оговаривается порядок отключения и величина нагрузки, доступная для отключения, время, в течение которого нагрузка может быть уменьшена и требуемый срок действия уведомления.
737. Если потребитель нагрузки, подключенный к электрической сети 110 кВ и выше, предлагает использовать свою нагрузку в аварийной ситуации, он должен дать уведомление, которое является добровольным соглашением, за которое не будет предусмотрено никакой оплаты.
738. Заявление подается в письменной форме к концу декабря каждого года. Это заявление подтверждает, что потребитель нагрузки в течение следующего года исполнит инструкции, имеющие отношение к управлению нагрузкой, при условии, что инструкции находятся в пределах параметров, изложенных в уведомлении.
739. Заявление должно содержать следующую информацию:
1) доступная величина сокращения нагрузки;
2) уведомление и его содержание, представляемое потребителю;
3) как часто это может использоваться, или количество раз, или полное время, или оба условия одновременно;
4) отрезок времени, в течение которого изменение нагрузки, если потребуется, может быть произведено в любом случае;
5) любые ситуации, при которых управление нагрузкой, указанное выше может быть доступно по какому-нибудь дополнительному согласованию.
740. Пользователь нагрузки, подключенный к электрической сети 35 кВ и ниже, может соглашаться на меры, которые применимы к электросетевой компании, владеющей региональной электрической сетЬЮ, к которой подключен потребитель. Электросетевая компания вправе использовать подобное соглашение как составную часть соглашения с СО по регулированию и отключению потребителей нагрузки.
741. Если поставщик предложит СО или электросетевой компании использовать управление нагрузкой потребителя, с кем имеет договор на поставку электроэнергии, он уведомляет СО или электросетевую компанию. Данное уведомление является добровольным соглашением, за которое не предусмотрено оплаты.
742. Заявление подается СО или электросетевой компании в письменной форме к концу декабря каждого года. Это заявление подтверждает, что поставщик, в течение следующего года, исполнит инструкции СО или электросетевой компании, имеющие отношение к управлению нагрузкой, при условии, что инструкции находятся в пределах параметров, изложенных в уведомлении.
743. Заявление должно содержать следующую информацию:
1) допускаемая величина отключения нагрузки;
2) уведомление и его содержание, представляемое поставщику СО или электросетевой компанией;
3) как часто это может использоваться, или количество раз, или полное
4) отрезок времени, в течение которого изменение нагрузки, если
5) любые ситуации, при которых управление нагрузки, указанное выше может быть доступно по дополнительному согласованию.
744. Регулирование или отключение пользователей нагрузки выполняется как часть договора или соглашения и согласовываются заранее, поэтому не требуется никаких прочих официальных предупредительных извещений для реализации такого управления. По факту отключения потребителю сообщается причина отключения.
745. Система автоматической частотной разгрузки при понижении частоты предназначена для защиты системы в случае падения частоты во всей системе или в ее отдельной изолированной части до 49.00 Гц. Такое понижение частоты может быть следствием значительного нарушения баланса между производством энергии и потребляемой мощностью вызванного непредвиденным событием. При таких обстоятельствах система автоматической частотной разгрузки при понижении частоты будет функционировать так, чтобы отключать нагрузку по частям.
746. К системе автоматической частотной разгрузки подключается приблизительно 60% от общей нагрузки, с уставками от 49.00 Гц до 46.50 Гц.
Решения по уставкам и объему автоматической частотной разгрузки принимаются
747. Если отключение проведено с надлежащим предупреждением и в соответствии с данной главой настоящих Правил, никаких компенсаций ни одной из сторон не должно осуществляться.
Глава 15. Планирование непредвиденных ситуаций
748. Данная глава определяет процедуру составления планов для непредвиденных ситуаций и восстановления после полного или частичного отключения системы для восстановления полной нагрузки в кратчайший срок с учетом возможностей электростанций и рабочих ограничений системы.
749. Задачами данной главы являются:
1) достижение наилучшего механизма защиты обвала системы;
2) выполнение процедур восстановления из полного обесточенного состояния в результате отключения всей или части системы;
3) обеспечение планами восстановления, согласованными между всеми участвующими сторонами;
4) определение требования для вновь синхронизированных частей системы, если система разделена и ее отдельные части не синхронизированы между собой;
5) обеспечение необходимой связью и мерами высшее руководство ОРЦТЭ, СО, электросетевых компаний и пользователей, которые участвуют или могут участвовать в устранении фактического или потенциального серьезного и обширного сбоя системы, который требует или может потребовать срочное вмешательство руководителей в течение 24 часов в сутки для принятия обязательных к выполнению решений в аварийной ситуации.
750. Данная глава распространяется к следующим сторонам:
1) TO;
4) ЭПО, включая ЭПО, подключенных к сети 10кВ и 35кВ;
5) пользователи нагрузки с прямым подключением к сети 110кВ и выше.
751. В комплексной узловой системе повреждения могут охватывать обширные территории за короткий период времени. Для предотвращения данных аварий необходимо определить эффективные меры защиты, а также план защиты.
752. СО обеспечивает надежную и стабильную параллельную работу энергосистемы и должен подготовить план защиты, в котором должны быть изложены основные этапы, позволяющие добиться этого. СО координирует свой план защиты с электросетевыми компаниями и иными пользователями. Планом защиты руководствуются все стороны.
753. План защиты включает:
1) принципы и организацию системы защиты;
2) требования к техническому оборудованию;
3) четкую и однозначную передачу функций между СО, электросетевыми компаниями и иными пользователями.
754. Структура построения, принципов действия, режимов использования, выбора уставок для различных видов и типов устройств релейной защиты (РЗА) и противоаварийной автоматики (ПА) составляется на основании нормативно-технических документов.
755. Одним из основных условий надежного функционирования ЕЭС является наличие на электроустановках и оборудовании субъектов энергорынка Казахстана средств релейной защиты, режимной и противоаварийной автоматики в согласованных с СО объемах, функционирующих в соответствии с требованиями настоящих Правил и нормативных документов.
756. Противоаварийная автоматика в ЕЭС или отдельных ее частях предназначена для следующих целей:
1) ограничение масштаба аварийных ситуаций;
2) ликвидация аварийных ситуаций;
3) предотвращение системных аварий, сопровождающихся нарушением электроснабжения потребителей на значительной территории.
Автоматика находится во взаимодействии с релейной защитой и другими средствами автоматического управления в энергосистеме, включая автоматическое повторное включение (АПВ), автоматический ввод резерва (АВР), автоматическое регулирование возбуждения, автоматическое регулирование частоты и активной мощности (вместе с автоматическим ограничением перетока).
757. Система противоаварийной автоматики (ПА) состоит из подсистем, выполняющих следующие функции:
1) автоматическое предотвращение нарушения устойчивости (АПНУ);
2) автоматическая ликвидация асинхронного режима (АЛАР);
3) автоматическое ограничение повышения напряжения (АОПН);
4) автоматическое ограничение снижения напряжения (АОСН);
5) автоматическое ограничение снижения частоты (АОСЧ);
6) автоматическое ограничение повышения частоты (АОПЧ);
7) автоматическая разгрузка оборудования (АРО).
758. Каждая подсистема ПА состоит из отдельных простых или сложных автоматик либо устройств ПА, выполняющих определенные задачи противоаварийного управления.
759. К управляющим воздействиям системы ПА ЕЭС Казахстана привлекаются оборудование и электроустановки электросетевых пользователей независимо от ведомственной принадлежности и форм собственности.
760. В режиме параллельной работы ЕЭС Казахстана либо ее отдельных регионов с ЕЭС России или (и) с ОЭС Центральной Азии система ПА ЕЭС Казахстана может формировать управляющие воздействия, реализуемые в смежных энергообъединениях (ОЭС Урала, ОЭС Сибири, ОЭС Средней Волги, ОЭС Центральной Азии), а также, в свою очередь исполнять управляющие воздействия, сформированные в смежных энергообъединениях.
761. Отключение генераторов (ОГ) применяется в качестве управляющих воздействий в подсистемах АПНУ, АЛАР, АОПЧ, АРО и характеризуется мощностью отключаемых генераторов.
762. Отключение нагрузки (ОН) применяется в качестве управляющих воздействий в подсистемах АПНУ, АЛАР, АОПЧ, АОСН, АРО и характеризуется мощностью отключаемой нагрузки.
Отключение нагрузки выполняется как с запретом АПВ, так и с разрешением АПВ.
763. Ввод резерва применяется в качестве управляющих воздействий подсистем:
1) АОСЧ (для предотвращения снижения частоты и ускорения включения потребителей, отключенных действием АЧР);
2) АПНУ (в сочетании с действием ОН - для уменьшения длительности отключения нагрузки по условиям обеспечения нормативного запаса статической устойчивости в послеаварийном режиме).
Ввод резерва осуществляется автоматическим пуском гидрогенераторов, находящихся в резерве, или автоматическим переводом в активный режим гидрогенераторов, работающих в режиме СК.
764. Деление системы (ДС) применяется в качестве управляющих воздействий подсистем АПНУ, АЛАР, АОСЧ.
Деление системы производится отключением линий или разделением шин подстанций в одном из заранее выбранных сечений. При выборе сечений ДС должны учитываться минимизация точек деления и количество коммутируемых выключателей, а также надежность работы первичных схем соединения системы после деления.
765. Отключение шунтирующих реакторов применяется в качестве управляющих воздействий подсистем АПНУ и АОСН.
766. Включение шунтирующих реакторов применяется в качестве управляющих воздействий подсистемы АОПН.
767. Автоматическая частотная разгрузка (АЧР) применяется при снижении частоты в системе. СО организует стратегию организации автоматической частотной разгрузки. Это предполагает принятие решений по следующим вопросам:
1) общий объем нагрузки для сброса на каждом шаге частоты;
2) частоты, на которых сбрасывается нагрузка;
3) выдержки времени, если они устанавливаются для каждого шага частоты;
4) объем нагрузки необходимый для отключения при каждой частоте в каждой электросетевой компании.
768. Подсистема АПНУ 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 АПНУ образована совокупностью устройств ПА, обеспечивающих сохранение устойчивости параллельной работы ЕЭС Казахстана со смежными энергообъединениями (ЕЭС России, ОЭС Центральной Азии), отдельных энергорайонов ЕЭС Казахстана между собой или с одним из смежных энергообъединений путем решения задач противоаварийного управления при различных аварийных возмущениях в основной сети 1150-500- 220 кВ.
В качестве управляющих воздействий АПНУ в ЕЭС Казахстана применяются: отключение генераторов (ОГ), отключение нагрузки (ОН), деление системы (ДС), ввод резервных гидрогенераторов (АЗГ), отключение шунтирующих реакторов.
769. Подсистема АЛАР представляет собой совокупность устройств ПА, фиксирующих возникновение асинхронных режимов (АР):
1) между электростанциями внутри энергорайона;
2) в ЕЭС или отдельных ее частях.
АЛАР обеспечивает ликвидацию АР с контролем определенного числа циклов асинхронного хода и длительности каждого цикла (основные, резервные и дополнительные устройства АЛАР), либо прекращение АЛАР в начальной стадии возникновения (устройства АСС - автоматика "слабая связь").
Ликвидация АР осуществляется для любого из возможных сечений асинхронного режима в охватываемом районе, путем деления района по этому сечению на несинхронно работающие части.
770. В отдельных случаях перед выполнением действия на деление применяются следующие управляющие воздействия АЛАР в целях ресинхронизации:
1) отключение генераторов (ОГ) - в избыточной части рассматриваемого района;
2) отключение нагрузки (ОН) - в дефицитной части.
771. Подсистема АОПН в ЕЭС Казахстана образована совокупностью локальных устройств АПН, установленных на ВЛ-1150-500 кВ и на некоторых ВЛ-220 кВ большой протяженности.
АОПН 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 АОПН применяются:
1) включение шунтирующих реакторов;
2) отключение линии, вызвавшей повышение напряжения.
772. Подсистема АОСН в ЕЭС Казахстана состоит из локальных устройств АСН, установленных на некоторых узловых подстанциях 500 кВ и 220 кВ.
Назначение АОСН - предотвращение снижения напряжения в энергоузлах до значений, не допустимых по условиям устойчивости нагрузки, и возникновения лавины напряжения.
Устройства АСН в сети 500 кВ также служат для обеспечения нормативного запаса статической устойчивости на межсистемных связях.
Устройства АСН контролируют снижение напряжения с учетом его длительности и формируют управляющие воздействия:
1) АСН-500 кВ - отключение шунтирующих реакторов;
2) АСН-220 кВ - отключение нагрузки и шунтирующих реакторов в прилегающей сети 110-35 кВ.
773. Подсистема АОСЧ предназначена для предотвращения работы потребителей и оборудования охватываемого района с частотой:
1) ниже 45 Гц
2) ниже 46 Гц в течение более 10 сек.
3) ниже 47 Гц в течение более 20 сек.
4) ниже 48,5 Гц в течение более 60 сек.
774. Подсистема АОСЧ осуществляет:
1) автоматический частотный ввод резерва (АЧВР);
2) автоматическую частотную разгрузку (АЧР);
3) дополнительную разгрузку, действующую при больших местных дефицитах мощности;
4) восстановление питания отключенных потребителей при восстановлении частоты (ЧАПВ);
5) выделение электростанций или генераторов со сбалансированной нагрузкой; выделение генераторов на питание собственных нужд электростанций.
Устройства, составляющие подсистему АОПЧ, предназначены для предотвращения недопустимого повышения частоты, при котором возможно срабатывание автоматов безопасности турбин ТЭС, а также для ограничения длительного повышения частоты на ТЭС до значения, при котором нагрузка блоков не выходит за пределы диапазона допустимых нагрузок.
Устройства АОЧ 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 АОЧ).
В качестве управляющих воздействий АОПЧ используются:
1) отключение генераторов;
2) деление системы.
775. В ЕЭС Казахстана подсистема АРО состоит из локальных устройств ПА, обеспечивающих автоматическую разгрузку оборудования для предотвращения его повреждения при значительной перегрузке по току (устройства АРЛ, АРТ).
Устройства подсистемы АРО реагируют непосредственно на повышение тока в защищаемом электрооборудовании (линии, трансформаторе).
776. В качестве управляющих воздействий АРО могут применяться:
2) отключение нагрузки;
3) отключение перегружающегося оборудования.
777. Электросетевые компании обеспечивают защиту электрической сети при повреждении электрической сети.
778. Система релейной защиты обеспечивает автоматическое отключение поврежденного элемента от остальной, неповрежденной части электрической системы (электроустановки) с помощью выключателей, если повреждение непосредственно не нарушает работу электрической системы, допускается действие релейной защиты только на сигнал.
779. Устройства резервирования при отказе выключателей (УРОВ)
предусматриваются в электроустановках 110-1150 кВ, для электроустановок напряжений 6-35 кВ УРОВ предусматривается в нормативных документах.
780. На каждом элементе электроустановки должна быть предусмотрена защита, отключающая повреждения на любом участке элемента со временем обеспечивающим селективность.
781. Резервная защита.
Для действия при отказах защит или выключателей смежных элементов следует предусматривать резервную защиту, предназначенную для обеспечения дальнего резервного действия.
Если основная система защиты элемента обладает абсолютной селективностью, тогда на данном элементе должна быть установлена резервная система защиты, выполняющая функции как местного, так и удаленного резервирования.
782. Устройства релейной защиты и автоматики (РЗА) должны обеспечивать:
1) чувствительность - способность обнаружения КЗ;
2) быстродействие - способность отсоединять поврежденный элемент от электрической сети как можно быстрее для сведения к минимуму повреждающего воздействия КЗ, в том числе потерю синхронизма генерирующих установок;
3) селективность - способность защиты отключать от электрической сети только поврежденный элемент;
4) надежность - способность справляться с внутренними КЗ и не срабатывать когда работа ее не предусматривается.
783. Система защиты должна обеспечивать процесс сбора и анализа информации о повреждениях защищаемого электрооборудования, включая информацию о действиях и состоянии устройств РЗА.
784. Новую технологию следует применять для достижения следующих преимуществ:
1) увеличения возможностей самоконтроля и саморезервирования устройств РЗА;
2) снижения затрат на техническое обслуживание устройств РЗА;
3) снижения энергопотребления устройств РЗА;
4) уменьшения габаритов и материалоемкости устройств РЗА;
5) возможности включения устройств РЗА в единые системы автоматизированного управления производства, передачи электрической энергии.
785. При вводе новых объектов и реконструкции существующих должно предусматриваться:
1) оснащение современными цифровыми программируемыми устройствами РЗА, совмещающими функции защиты (автоматики), регистратора аварийных событий и определителя места повреждения (КЗ);
2) интеграция устройств РЗА во вновь создаваемые многоуровневые системы дистанционного технологического и противоаварийного правления, сбора и анализа информации, задания (изменения) технических параметров - уставок и принципов действия устройств РЗА.
786. Защита ВЛ-110-1150 кВ выполняется таким образом, чтобы при выходе из работы одного устройства (техобслуживание, неисправность и т.д.)
короткое замыкание (КЗ) на этой ВЛ могло ликвидироваться не менее чем двумя устройствами.
787. Допустимо в качестве второй защиты в этом случае использовать дальнее резервирование со стороны смежных присоединений, если оно обладает необходимым быстродействием и чувствительностью. В противном случае, для ВЛ-1150 кВ и ВЛ-220-500 кВ, должна быть выполнена дублирующая защита с соблюдением условий ближнего резервирования.
788. Для линий 500-1150 кВ в качестве основной должна быть предусмотрена защита, действующая без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка, если по соображениям устойчивости такое требование не отменяется.
789. Для линий напряжением 110-220 кВ вопрос о типе основной защиты, в том числе о необходимости применения защиты, действующей без замедления при КЗ в любой точке защищаемого участка, должен решаться в первую очередь с учетом требования сохранения устойчивости.
790. Для линий 500-1150 кВ оборудование защиты и измерительные устройства однофазного автоматического повторного включения (ОАПВ) должны быть специального исполнения, обеспечивающего их нормальное функционирование при всех условиях работы сети.
791. Если за основную принята высокочастотная защита (ВЧ защита)
или продольная дифференциальная защита, то в качестве резервных следует применять:
1) от многофазных КЗ (дистанционные защиты, преимущественно трехступенчатые);
2) от замыканий на землю ступенчатые токовые направленные или ненаправленные защиты нулевой последовательности, а также дистанционные защиты.
792. На линиях 500-1150 кВ, а также на ответственных линиях 220 кВ должна предусматриваться защита от неполнофазного режима.
793. Все ВЛ должны оснащаться приборами для определения места повреждения.
На ВЛ должна осуществляться цифровая регистрация переходных процессов при КЗ с записью доаварийного режима и регистрацией последовательности событий, в том числе срабатываний устройств релейной защиты и автоматики.
794. Для повышения надежности и улучшения условий согласования резервных защит линий разного класса напряжений должно устанавливаться по два комплекта дифференциальных защит автотрансформаторов (АТ). Указанные комплекты защит должны быть включены с соблюдением принципов ближнего
795. Резервные защиты АТ должны обеспечивать полноценное дальнее резервирование защит смежных ВЛ при использовании дальнего резервирования взамен дублирования.
796. Защиты от внутренних повреждений АТ должны обеспечивать пуск устройств пожаротушения. На всех трансформаторах этой категории должен быть установлен регистратор последовательности событий.
797. Для повышения надежности, предотвращения нарушений динамической устойчивости и улучшения условий согласования резервных защит линий различных классов напряжений рекомендуется устанавливать по два комплекта дифференциальных защит сборных шин для распределительных устройств (РУ) 500 и 1150 кВ.
798. Для сборных шин 110-220 кВ ПС имеющих шиносоединительные или секционные выключатели, допускается устанавливать по одному комплекту дифзащиты шин, с выполнением отдельных секционирующих защит на шиносоединительных выключателях (ШСВ) и секционных выключателях (СВ), если время действия этих отдельных защит удовлетворяет требованиям динамической устойчивости.
799. Устройство резервирования отказа выключателей (УРОВ) должно действовать на отключение выключателей смежных с отказавшим с запретом их автоматического повторного включения. Схемы УРОВ должны быть выполнены таким образом, чтобы предотвращалось их случайное срабатывание на отключение смежных присоединений.
800. Уставки устройств РЗА межгосударственных и межсистемных линий выбираются каждой стороной самостоятельно и взаимно согласовываются.
Если затрагиваются уставки устройств РЗА третьих сторон, то согласование должно быть распространено и на эти третьи стороны. Сторона, которая выбирает уставки должна обеспечить правильность выбора уставок. СО обеспечивает правильный выбор уставок релейной защиты НЭС ЕЭС Казахстана, в части устройств релейной защиты находящихся в его оперативном управлении.
801. При выборе и согласовании уставок РЗА должны соблюдаться основные требования к ним, в том числе:
1) обеспечение быстрого и надежного отключения с обеих сторон данного элемента сети любых видов, возникающих на ней КЗ;
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 (АПВ) с обеих сторон ВЛ после отключения КЗ действием защит, разрешающих АПВ;
5) обеспечение динамической устойчивости при принятых эксплуатационных режимах.
802. Выбор и согласование уставок устройств РЗА и изменение существующих уставок РЗА отдельного элемента сети необходимо выполнять:
1) при вводе в эксплуатацию новых линий, электростанций, подстанций и оборудования;
2) при модернизации устройств РЗА;
3) при работе с нарушением нормального режима и конфигурации схемы сети.
Отклонения от вышеуказанных принципов утверждаются руководством организаций, принимающих участие в выборе и согласовании данных уставок.
803. Принципы выбора уставок должны соответствовать нормативно- техническим документам. Отклонения от принципов могут разрешаться в исключительных случаях. Для системы электропередачи СО обеспечивает согласование любых изменений уставок в части РЗА находящихся в его оперативном управлении.
804. Все системы РЗА должны проходить регулярные испытания и техническое обслуживание, производимые на основе действующих правил и норм технического обслуживания.
805. Урегулирование любых разногласий, возникающих в отношении уставок релейной защиты или иных вопросов, связанных с системой защиты производится в соответствии с нормативными документами.
806. Ручные операции персонала во время различных аварийных ситуаций в ЕЭС Казахстана регламентируются на основе Инструкции по предотвращению, локализации и ликвидации аварий, утверждаемой СО (далее - Инструкция).
807. В Инструкции, наряду с различными указаниями, определен порядок и условия ручных действий оперативного персонала электростанций и подстанций, связанных:
1) с повышением частоты;
2) с понижением частоты;
3) с повышением напряжения;
4) с понижением напряжения;
5) перегрузкой межрегиональных и региональных связей;
6) возникновением асинхронного режима и синхронных качаний;
7) с разделением ЕЭС Казахстана;
8) с повреждением и отключением ВЛ 220-500-1150 кВ;
9) с потерей значительной части генерирующей мощности;
10) с повреждением выключателей и разъединителей;
11) с неисправностями и отказами устройств РЗА и ПА.
808. На основании данной Инструкции субъекты энергорынка должны разработать местные Инструкции по ликвидации аварий для оперативного персонала своих энергообъектов.
809. Полное отключение - ситуация, когда вся выработка прекратилась и нет никакого электрического питания в ЕЭС. При этих обстоятельствах не возможно автоматическое восстановление режима функционирования электрической сети без руководства (распоряжений) СО.
810. Частичное отключение - это прекращение выработки электроэнергии в отдельной части ЕЭС.
811. В течение полного обесточения или частичного обесточения и в течение последующего восстановления нормальные стандарты надежности, изложенные в настоящих Правилах или в стандартах надежности для ЕЭС Казахстана, не могут применяться. При полном отключении рыночные процедуры не могут выполняться и могут быть возобновлены по решению СО. При частичном обесточении нормальные рыночные процедуры не применяются в той части электрической сети, которая обесточена и могут быть возобновлены по решению СО. В случае необходимости, СО принимает решение о приостановлении рыночных процедур в других частях электрической сети, которые не обесточились.
Некоторые гидроэлектростанции и генерирующие установки фиксируются у СО, как располагающие способностью запуска после обесточения без внешнего электрического источника питания.
812. В случае полного обесточения СО сообщает всем компаниям ЕЭС и пользователям, что полное отключение произошло и о том, что СО намеревается осуществить мероприятия по "развороту с нуля", а также сообщить о начале "разворота с нуля".
В случае частичного обесточения, СО сообщает всем компаниям обесточившейся части электрической сети и пользователям, что данная часть электрической сети обесточилась и что СО намеревается осуществить "разворот с нуля", а также сообщить о начале "разворота с нуля" для обесточившейся части
813. "Разворот с нуля" - восстановление электрической сети как Единой электроэнергетической системы в кратчайшие сроки. Процедура "разворота с нуля" при частичном обесточении такая же, как и процедура для полного обесточения, за исключением того, что это применяется только для части единой электроэнергетической системы. Важно принять во внимание факт, что частичное обесточение может затрагивать не только обесточившиеся части ЕЭС.
Процедура восстановления должна начаться с подачи напряжения от части электрической сети, сохранившей нормальное функционирование в Гидроэлектростанции должны быть готовы и оснащены, чтобы обеспечить "разворот с нуля" для исполнения их услуг, зафиксированных в ЦДУ ЕЭС Казахстана. Данные гидроэлектростанции должны быть определены по всей электрической сети, чтобы позволить быстро и эффективно подать напряжение и включить электрические сети для ЕЭС Казахстана. Гидроэлектростанции могут быть как основными, так и вспомогательными источниками электропитания. В последнем случае силовая установка будет начинать работу, используя как источник питания меньшую смежную силовую установку.
Восстановление после полного обесточения или частичного обесточения
- это до некоторой степени неопределенный комплекс мер и процедура, поэтому детальный план (схема) "разворота с нуля" должен быть достаточно гибок в применении и размещении имеющихся в распоряжении гидроэлектростанций, их эксплуатационных характеристик и регулировочного диапазона, а также эксплуатационных характеристик электрической сети. СО обеспечивает разработку и реализацию процедуры "разворота с нуля".
Субъекты ОРЭ должны исполнять все распоряжения СО по подъему нагрузки электростанций, ограничению (отключению) потребителей, по изменению схемы электрической сети для реализации мероприятий "разворота с нуля".
814. Во всех ступенях процесса управления, должны приниматься во внимание следующее:
1) необходимо удостовериться, что располагаемая генерируемая мощность больше или соответствует электропотреблению и при каждом подключении потребителей электропотребление будет обеспечено необходимым подъемом резервов мощности;
2) должен быть обеспечен достаточный диапазон регулирования на электростанциях для поддержания частоты;
3) управление сетевым напряжением в рабочих пределах;
4) обеспечение адекватного действия регуляторов тепловой
5) восстановление электропотребления производить настолько быстро и надежно, насколько возможно.
815. Ключевые этапы "разворота с нуля" следующие:
1) выяснение схемы электрической сети, состояния основного оборудования электростанций;
2) подготовка путей восстановления;
3) "разворот с нуля" и подача напряжения от основных и вспомогательных электростанций;
4) для каждого этапа создание наиболее надежной жизнеспособной и устойчивой электрической схемы сети;
5) синхронизация электростанций и, в конечном счете, восстановление единой электрической системы;
6) полное восстановление электропотребления.
Должна быть достаточная гибкость мероприятий по "развороту с нуля"
для изменения очередности этапов.
816. План (схема) "разворот с нуля".
Процедура для "разворота с нуля" указывается ЦДУ ЕЭС Казахстана в Плане (схеме) и периодически обновляется. План (схема) должна содержать как минимум следующее:
1) список основных силовых установок со свойственным мероприятиям "разворота с нуля" производительностью;
2) список вспомогательных силовых установок со свойственным мероприятиям "разворота с нуля" производительностью, название силовой установки, обеспечивающей их электропитание при вводе в действие;
3) списки критических пользователей, включая атомные электростанции;
4) детальный список номеров аварийных телефонов;
5) список проверки непосредственных (немедленных) срабатываний, которые должны быть выполнены.
План "разворота с нуля" обеспечивает СО. Электростанция должна иметь единый план "разворота с нуля" и местные планы "разворота с нуля".
Единый план "разворот с нуля" и местные планы "разворота с нуля" составляются совместно ЦДУ ЕЭС Казахстана с РЭК, генерирующей компанией и соответствующим РДЦ.
Создание и координирование этих планов (схем), кроме индивидуальных планов (схем) силовой установки обеспечивается СО. Все планы должны ежегодно пересматриваться, обновляться и если необходимо относиться ко всем сторонам, вовлеченным в ЕЭС.
817. В диспетчерских центрах СО (ЦДУ И РДЦ) должны быть разработаны программы и схемы "разворота с нуля", предусматривающие:
1) определение энергоисточников, в том числе вспомогательных для разворота ЕЭС;
2) схему подачи напряжения и необходимые переключения в
3) порядок восстановления схемы электроснабжения собственных нужд электростанций и потребителей;
4) разворот пусковых котельных и дизельных электростанций необходимых для пуска вспомогательного и основного оборудования электростанций;
5) заранее предусмотреть секционирование сети, чтобы не допустить перегрузки или повышения напряжения до недопустимых уровней при подаче напряжения на обесточенные районы;
6) по мере разворота электростанций, когда ситуация стабилизируется, необходимо информировать субъектов ОРЭ о ходе "разворота с нуля" и намерениях СО по возобновлению нормальной работы, включая восстановление рыночных операций.
818. Готовность электростанции к "развороту с нуля" проводится местным персоналом при условиях, которые максимально близки к тем, которые ожидаются практически и должны проводиться в реальной обстановке. Эти мероприятия должны включать разворот электростанций без внешнего источника питания и проверку функционирования электростанции, подстанций, коммуникаций и управления.
819. Средства связи, телеизмерений и телесигнализации являются основой для восстановления режима работы энергосистемы после полного обесточения. Все жизненные средства связи, включая обеспеченные электропитанием от третьих лиц, должны функционировать, по крайней мере 24 часа после полной потери электропитания. Некоторые ключевые объекты управления (центры управления) могут требовать более длинного периода работы после потери электропитания.
Системы управления должны также быть опробованы ежегодно в условиях моделируемой аварии с потерей электропитания.
820. Персонал, вовлеченный в процесс восстановления электрической сети должен периодически обучаться практической реализации путей восстановления. Моделирующие устройства энергосистемы и настольные упражнения должны использоваться в тренировках.
821. Там, где части ЕЭС (энергоузла, электроустановки) выходят из синхронизма друг с другом, но нет полного или частичного отключения, СО может разрешить субъектам ОРЭ самостоятельно регулировать выработку и/или электропотребление, чтобы достигнуть в самое кратчайшее время нормальной работы. СО должен сообщить пользователям, когда синхронизация имела место.
В обстоятельствах, где часть электрической сети, с которой связаны гидроэлектростанции, отделилась от остальной части электрической сети и нет никакого устройства синхронизации с остальной частью электрической сети, оперативный персонал энергообъектов должен действовать по указанию СО.
822. Все диспетчерские центры СО должны быть способны работать с требуемой надежностью при стандартных качествах электроснабжения. В случае, когда один или большее количество диспетчерских центров становятся непригодными из-за исключительных обстоятельств, задействуется план (схема)
действий при потере связи с диспетчерскими центрами с передачей функций центра управления дублерам. Заранее необходимо документально закрепить работу дублеров всех звеньев управления в ЕЭС Казахстана.
823. План действий при наступлении кризиса диспетчерских центров должен быть подготовлен СО и должен включать:
1) наличие аварийных связей, чтобы обеспечить выполнение передаваемых функций из центра управления;
2) списки оперативного персонала дублеров;
3) детальные меры для передачи функций управления.
Подобный план должен быть подготовлен РДЦ, чтобы закрыть потерю их диспетчерских пунктов с привлечением в качестве дублеров ДЦ электросетевых компаний.
824. План действий при наступлении кризиса диспетчерских центров должен полностью или частично проверяться в реальном режиме, чтобы гарантировать жизнеспособность того, что необходимая информация является доступной в любых местах и что персонал полностью обучен выполнению передаваемых ему функций.
825. Ликвидируемая системная авария - случай на электроустановках одной стороны, который, по мнению СО, имеет или может иметь место серьезное и/или широко распространенное действие на электроустановки другой стороны.
Там, где авария на электроустановке одной стороны не имеет распространения на электроустановку другой стороны, такая авария не является системной аварией.
826. Каждый пользователь обменивается номерами телефонов с ЦДУ и местными электросетевыми компаниями в письменной форме, в которых есть представители управления, уполномоченные принимать решения от имени их организаций и которые могут входить на контакт в течение 24 часов в сутки.
Для новых пользователей номера телефонов будут обеспечиваться при подписании ими договора связи. Номера должны быть переданы в письменной форме по мере изменения содержимой информации.
827. При возникновении нарушения необходимо выполнить:
1) если нарушение возникло на электроустановке пользователя, пользователь, должен уведомить об этом СО и электросетевые компании вместе с любыми другими пользователями;
2) если это находится на электроустановке электросетевой компании, электросетевая компания уведомит СО и всех пользователей об этом;
3) если нарушение сначала обнаружено СО, тогда СО сообщит об этом электросетевым компаниям и пользователям.
828. После уведомления электросетевой компанией или пользователем о возникновении нарушения, СО, если это необходимо, должен передать по телефону дополнительную информацию.
При уведомлении о нарушении СО должен определить, действительно ли имело место нарушение и системная авария и если это подтверждается, СО может, установив причины системной аварии, приступить к ее ликвидации.
СО немедленно уведомляет все электросетевые компании и всех местных пользователей о причинах системной аварии.
С момента установления причины аварии, все коммуникации между диспетчерами региональных центров управления должны быть предоставлены диспетчеру ЦДУ по его требованию.
829. При возникновении в ЕЭС Казахстана ситуации, связанной с выходом ее на изолированную работу по независящим от СО причинам, возможно возникновение тяжелой аварии при потере значительной генерирующей мощности, при этом не исключается:
1) возникновение лавины частоты;
2) нарушение устойчивости;
3) выход на раздельную работу региональных электростанций и энергоузлов действием частотной делительной автоматики со сбалансированной нагрузкой, разделение ЕЭС на части действием автоматики ликвидации асинхронного режима;
4) полный останов электростанций, не оснащенных частотной делительной автоматикой;
5) погашение основной части потребителей, питающихся от НЭС.
830. В случае возникновения аварийной ситуации СО:
1) немедленно сообщает об аварии в системе всем прямым потребителям остановленных электростанций и о полном прекращении им поставок Каждый потребитель, получивший сообщение об аварии в системе, должен принять все необходимые меры, чтобы предупредить свой персонал, осуществляющий эксплуатацию для исключения тяжких последствий от прекращения электроснабжения;
2) дает распоряжения:
на блочные электростанции о проверке отключенного положения выключателей генераторов энергоблоков, проверке питания собственных нужд;
отключить все отходящие от электростанции межрегиональные и тупиковые ВЛ 110-220-500 кВ;
подготовить схему приема напряжения по ВЛ 220 кВ от ГЭС Восточного региона;
при сохранении питания собственных нужд - приступить к развороту энергоблоков;
3) включить дополнительно ГГ на ГЭС для создания вращающегося резерва не менее 300 МВт и подать напряжение по ВЛ 220 кВ на шины блочных электростанций для питания их собственных нужд;
4) одновременно запросить диспетчеров энергосистем соседних государств об оказании помощи по электроснабжению погашенных потребителей;
5) для приема напряжения дать распоряжения диспетчерам СО и электросетевых компаний об отключении ВЛ-220 и 500 кВ, отходящих от погашенных подстанций 220 и 500 кВ;
6) по мере набора нагрузки на блочных электростанциях подавать напряжение на погашенные районы, контролируя частоту и перетоки мощности по межрегиональным ВЛ;
7) подачу напряжения от энергосистем соседних государств осуществлять включением линий 220 и 500 кВ с постепенным подключением, в первую очередь, ответственных потребителей (шахты, котельные, водоснабжение), контролируя уровни напряжения и нагрузку в питающей сети;
8) поэтапно, с предупреждением о кратковременном погашении, перевести нагрузку потребителей ЕЭС Казахстана, запитанных от энергосистем соседних государств, на питание от контрактных энергоисточников;
9) синхронизировать отдельные части ЕЭС и включить на параллельную работу региональные электростанции и энергоузлы.
Замкнуть все шунтирующие связи 220 кВ.
По мере восстановления режима работы электростанций, обеспечить поставки электроэнергии от контрактных энергоисточников согласно суточного графика.
Глава 16. Обмен информацией о работе и/или событиях
831. Данная глава определяет следующие требования к сторонам, подключенным к электрической сети:
1) обмен информацией, относящейся к работе системы и/или событиям, оказавшим или способным оказать воздействие на ее работу;
2) подготовка письменных отчетов, особенно, если необходимо, полного описания важных событий, о которых было первоначально доложено СО и/или электросетевой компании в устной форме;
3) порядок совместного расследования таких событий.
832. Задачами данной главы, связанной с работой и/или событием, являются:
1) обеспечение обменом информацией;
2) оценка возможных рисков, возникающие в процессе работы системы и /или события;
3) подтверждение о выполнении необходимых действий соответствующей стороной в целях сохранения целостности системы;
4) проведение расследования после события.
833. Данная глава распространяется на следующих участников:
4) ЭПО, включая ЭПО с генерирующими установками подключенными к
5) потребители с максимальной нагрузкой в точке подключения (5 МВт)
и выше.
834. Данная глава устанавливает требования, обеспечивающие открытый и своевременный обмен информацией для оценки и рассмотрения аварии для достижения следующего:
1) получить полную информацию о событии, которое нужно рассмотреть;
2) облегчить оценку любого возможного события и связанных с ним рисков и позволяет принять необходимые меры для его предотвращения или уменьшить негативные последствия от его возникновения;
3) установить уровень необходимой детализации информации;
4) обеспечить письменное сообщение о событии;
5) установить порядок сообщения информации о крупных нарушениях;
6) установить порядок совместного расследования;
7) установить необходимые границы конфиденциальности и доступности информации;
8) установить порядок организации учета и согласование процедур ввода в действие.
835. Расследование, классификации, оформление и учет технологических нарушений в работе ЕЭС Казахстана устанавливается в соответствии с
836. Границы конфиденциальности и доступности информации устанавливают соответствующие органы.
837. Эксплуатация является запланированным действием, о котором должно быть сообщено заранее электросетевой компанией или пользователем Техническому оператору или пользователем электросетевой компании. Эти действия выполняются на постоянной основе.
838. Для поддержания связи все стороны должны гарантировать наличие соответствующего оборудования для обеспечения достоверного обмена необходимой информацией с СО и/или электросетевой компанией, в зависимости от конкретной ситуации. Необходимые требования:
1) прямой телефонный канал;
2) факс;
3) специальный адрес электронной почты.
839. Для диспетчерских центров СО, подстанций напряжением 220, 500 и 1150 кВ, электростанций, находящихся в оперативном управлении СО, потребителей электроэнергии, подключенных к сети напряжением 220 кВ и выше необходима организация каналов связи с диспетчерским центром СО по двум независимым направлениям.
840. Каждый диспетчерский центр (ДЦ) любого субъекта ОРЭ, независимо от форм собственности, должен быть оборудован прямыми каналами связи для оперативно-диспетчерского управления. Должна быть обеспечена связь:
1) между ДЦ РЭК и подстанциями 35 кВ и выше, находящимися в оперативном управлении этих диспетчерских пунктов;
2) между ДЦ электросетевой компании и ДЦ пользователей;
3) между ДЦ РЭК и ДЦ СО (РДЦ);
4) между ЦДУ и ДЦ СО (РДЦ);
5) между ДЦ СО (РДЦ), которые имеют смежные зоны управления;
6) между ДЦ СО (РДЦ) и ДЦ крупных потребителей электроэнергии;
7) между ЦДУ и диспетчерскими центрами (ДЦ) энергосистем сопредельных государств;
9) между ДЦ СО (РДЦ) и ДЦ энергосистем соседних государств, которые имеют смежные зоны управления.
Все крупные инциденты должны быть отражены в письменном отчете. В случае возникновения спора по вопросу является ли происшедшее событие крупным инцидентом, решение принимает СО. Данное положение применяется к событию в любой части ЕЭС Казахстана, включая региональную электрическую сеть. <*>
841. Обо всех запланированных изменениях режимов работы оборудования и линий электропередачи СО и субъекты ОРЭ уведомляются в соответствии с передачей оборудования по способу диспетчерского управления, а также в соответствии с условиями договоров и в соответствии с нормативными
842. Уведомления о запланированных изменениях режима работы ВЛ и оборудования должны иметь достаточную детализацию, чтобы получатель уведомления смог правильно и полно оценить последствия и риски, связанные с ними. Получатель может просить, чтобы ему разъяснили возникшие в связи с получением уведомления вопросы.
843. Уведомления при эксплуатации оборудования предоставляются в
1) планируемая эксплуатация выключателя или разъединителя, или любая их последовательность или комбинация их обоих;
2) выполнение запланированного останова энергоустановки и (или)
аппаратуры, которое было согласовано в соответствии с настоящими Правилами;
3) синхронизация и десинхронизация генерирующей установки;
4) изменение режима эксплуатации генерирующей установки;
5) инструкция по частоте и контроль активной мощности;
6) инструкция по контролю напряжения;
7) изменения защиты системы;
8) процедуры ввода в эксплуатацию;
9) иные случаи.
844. Уведомления при возникновении непредвиденных событий предоставляются в следующих случаях:
1) проблемы с установкой и аппаратурой, включая срабатывание аварийной сигнализации, ненормальные рабочие режимы и временные изменения
2) повреждение оборудования управления, связи и измерительных устройств;
3) проблемы с защитой, в том числе с устройствами автоматики и защитой от перегрузки, а также ложное срабатывание защиты;
4) любые нарушения нормального режима, повреждения и отключения основного оборудования;
5) нарушения электроснабжения;
6) нарушения согласованных графиков активной и реактивной
7) нарушения техники безопасности или потенциальная опасность, включая несчастные случаи с людьми;
8) пожары, загрязнения окружающей среды и другие аварийные ситуации, которые могут оказать влияние на нормальный режим работы;
9) события, связанные с ядерными или радиационными случаями, или нарушения правил эксплуатации ядерных установок, ведущие к снижению безопасности или уровня выработки (мощности);
10) наличие неблагоприятных погодных условий или их прогноз;
11) и иные непредвиденные события.
845. Уведомление о событиях должно быть достаточно подробным, чтобы было предоставлено описание события и возможность для получателя уведомления правильно рассмотреть и оценить последствия и возможный риск. В уведомлении должно быть указано имя человека, информирующего о проведении операции. Получатель может задавать вопросы для разъяснения уведомления, а уведомляющая сторона должна приложить все усилия, чтобы предоставить нужную информацию.
846. Уведомление предоставляется немедленно, чтобы получатель мог правильно рассмотреть и оценить последствия и возможность риска.
847. Уведомление предоставляется в письменном виде, в случае невозможности оно передается в устной форме. Письменное уведомление может быть подтверждено устным заявлением перед началом события.
848. Любое устное уведомление должно быть повторено получателем, чтобы удостовериться, что оно правильно и полностью понято.
849. Сообщения о пуске всегда должны быть даны в письменной форме за две недели, как минимум, и подкреплены устным предупреждением.
850. В случае риска широкого распространения серьезной аварии на всю или часть системы СО выдает предупреждение о серьезной аварии в системе всем пользователям, на которых нарушение режима будет потенциально распространяться. Это предупреждение нужно дать устно, либо в письменной форме, и оно будет содержать такую информацию, которую СО и (или)
электросетевая компания посчитает необходимой.
851. Во время действия предупреждения о серьезной аварии в системе, каждый пользователь, получивший предупреждение о серьезной аварии в системе, предпримет все необходимые меры, чтобы предупредить свой персонал, осуществляющий эксплуатацию и эксплуатировать оборудование и аппаратуру в условиях, которые наилучшим образом могут выдержать такие аварии.
852. Крупный инцидент - событие, которое влияет на эксплуатацию системы и выражается в следующем:
1) отключение оборудования и (или) аппаратуры вручную или автоматически;
2) напряжение вне рабочих пределов;
3) частота системы вне допустимых пределов важного события;
4) неустойчивость системы;
5) перегрузка системы;
6) серьезное повреждение системы связи, оказывающее влияние на работу рынка или системы;
7) несчастные случаи, сопровождающиеся людскими потерями или серьезными повреждениями.
853. Все крупные инциденты должны быть отражены в письменном отчете. В случае возникновения спора по вопросу является ли происшедшее событие крупным инцидентом, решение принимает СО. Данное положение применяется к событию в любой части ЕЭС, включая региональной электрической сетЬ.
854. В случае, если сторона уведомляет СО или РЭК, событие, которое рассматривается СО или электросетевой компаний, как оказавшее или, которое может оказать значительное влияние на работу электрической сети, СО и (или)
электросетевая компания могут потребовать, чтобы такая сторона представила отчет об этом событии в письменной форме.
855. В случае уведомления СО или электросетевой компанией пользователя о событии, которое рассматривается пользователем, как оказавшее или, которое может оказать значительное влияние на работу пользователя, тогда пользователь может потребовать, чтобы СО и (или) электросетевая компания представили отчет в письменной форме.
856. В любом из выше упомянутых случаев, сторона, в чьей системе произошло событие, должна в течение четырех часов подготовить краткий письменный отчет по факту данного события. Там, где требуется представление письменного отчета, отчет должен быть начат в течение одной недели и завершен в течение одного месяца.
857. Если важное событие произошло в одной или более ЭПО и/или системе пользователя, одна или все стороны должны представить отчет или совместный отчет.
858. В случае возникновения крупного инцидента и письменный отчет предоставлен ЭПО, электросетевая компания или пользователь любой из этих сторон могут потребовать в письменном виде, проведения более детального совместного расследования крупного инцидента. Любая из сторон может также потребовать, чтобы другие заинтересованные стороны были включены в совместное расследование.
859. Рабочие задания и все вопросы, имеющие отношение к совместному расследованию должны быть согласованы до начала совместного расследования.
860. Совместное расследование начинается в течение двух недель с момента первоначального запроса и завершается в течение двух месяцев с момента первоначального запроса.
861. Основной целью письменного отчета является установление причины возникновения произошедшего события.
862. В содержание письменного отчета входит следующее:
1) стандартная лицевая страница с резюме руководства;
2) место расположения;
3) краткое изложение крупного инцидента;
4) дата и время крупного инцидента;
5) повреждения;
6) сотрудники, подрядчики, либо члены общественности, которых затронуло данное событие;
7) поврежденное оборудование;
8) электропотребление и/или производство энергии, которые подверглись влиянию, в том числе указать МВТ, и количество затронутых заказчиков;
9) группа по расследованию;
10) события, которые привели к данному инциденту;
11) действия, предпринятые сразу же после события;
12) заключения (основные и второстепенные, если это применимо);
13) причина инцидента (непосредственная и основная причины);
14) рекомендации;
15) дальнейшие действия.
863. В приложениях к отчету должны быть включены рабочие задания и копии соответствующих документов таких, как журналы коммутации, журнал событий, документация по технике безопасности, схема системы, фотографии и т.
д. В целях сохранения анонимности копии должны быть изменены так, чтобы удалить фамилии, содержащиеся в отчетах, от всеобщего обозрения.
864. Любой получатель письменного отчета может задать вопрос в целях прояснения любых моментов, а сторона, подготовившая отчет, должна по мере возможности, дать ответы на затронутые вопросы.
Приложение 1 к Электросетевым Правилам, утвержденным приказом Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 24.12.2001 г. N 314 Форма наряда-допуска для работ в электроустановках Предприятие Подразделение НАРЯД-ДОПУСК N________ Руководителю работ ____________________ допускающему_______________________ производителю работ ___________________ наблюдающему_______________________ с членами бригады__________________________________________________________ Категория работ____________________________________________________________ Поручается_______________________________________________________________ Работу начать:
дата_____________________время______________________________ Работу закончить________________________время______________________________ МЕРЫ ПО ПОДГОТОВКЕ РАБОЧИХ МЕСТ Таблица 1 Наименование электроустановок, | Что должно быть отключено в которых нужно провести отключение | и где заземляно и установить заземление | ________________1_______________________|_________________2______________ Время аварийной готовности _______________________________________________ Отдельные указания Наряд выдал:
дата______________________время_______________________________ Подпись ______________________________Фамилия РАЗРЕШЕНИЕ НА ДОПУСК Таблица 2 Разрешение на допуск выдал | Дата, время | Подпись работника, (должность, фамилия или | | получившего разрешение подпись) | | на допуск Рабочие места подготовлены, под напряжением остались Допускающий____________________________________________________________ (подпись)
Руководитель (производитель работ или наблюдающий)
ЕЖЕДНЕВНЫЙ ДОПУСК К РАБОТЕ И ОКОНЧАНИЕ Таблица 3 Бригада проинструктирована и допущена на | Работа закончена, подготовленное рабочее место | Бригада удалена Наименование | Дата,| Подписи | Дата, | Подпись рабочего |время |_____________________________| время |производителя места | |Допускающего |Производителя | |работ | | |работ | |(наблюдающего)
| | |(наблюдающего) | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 ИЗМЕНЕНИЯ В СОСТАВЕ БРИГАДЫ Таблица 4 Введен в бригаду | Выведены из бригады | Дата, | Разрешения (фамилия, | (фамилия, инициалы, | время | (подписи)
инициалы, группа) | группа) | | 1 | 2 | 3 | 4 Работа полностью закончена, бригада удалена, заземления, установленные бригадой сняты Сообщено____________________________________________________________ (кому, должность) (фамилия)
Дата: Время:
Производитель работ
Или наблюдающего ___________________________руководитель работ (подпись) (подпись)
Приложение 2
Основные требования к расчетам допустимых перетоков
1. Основные положения Переток по линии или сечению ограничивается следующими факторами:
1) допустимой токовой нагрузкой ЛЭП и оборудования;
2) нормативным запасом устойчивости в нормальном и послеаварийном режимах.
Основным нормативным документом, определяющим требования к расчету допустимых перетоках являются "Руководящие указания по устойчивости энергосистем". В этом документе по условиям устойчивости энергосистем нормируются минимальные коэффициенты запаса статической устойчивости по активной мощности в сечениях (Кр) и по напряжению в узлах нагрузки (Кu).
Кроме того, устанавливаются группы возмущений, при которых должны обеспечиваться как динамическая устойчивость, так и нормируемые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах.
Требования к устойчивости оказывают определяющее влияние выбор допустимых перетоков активной мощности по контролируемым ЛЭП и сечениям.
Допустимые перетоки подразделяются на максимально-допустимые и аварийно- допустимые.
1.1. Требования к статической устойчивости Под статической устойчивостью понимают способность системы самостоятельно восстановить исходный режим работы при малом возмущении.
Статическая устойчивость является необходимым условием существования установившегося режима работы системы. Запас статической устойчивости для данного режима энергосистемы определяется его близостью к границе области устойчивости, которая может быть обусловлена апериодическим или колебательным нарушением устойчивости.
Запас статической устойчивости характеризуется коэффициентами Кр и Кu, которые определяются по следующим формулам:
Рпр - P - дельта Р а) Кр = -------------------, Р где Р - активная мощность, проходящая через рассматриваемое сечение в исходном режиме;
Рпр - то же в режиме, предельном по статической устойчивости;
дельта Р - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в этом сечении.
U - U кр б) Кu = ---------, U 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 по напряжению должны быть не ниже требуемых в "Руководящих указаниях":
При максимально допустимых перетоках Кр = 0.2, Кu = 0.15;
При аварийно допустимых перетоках Кр = 0.08, Кu = 0.10.
1.2. Требования к динамической устойчивости Динамическая устойчивость определяется способностью системы продолжать работу при резких внезапных нарушениях режима, например при коротких замыканиях, отключениях линий и т.д.
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 КЗ на землю с неуспешным
2) отключение элемента сети с однофазным КЗ с отказом одного выключателя, действием УРОВ и неуспешным АПВ;
3) одновременное отключение двух цепей двухцепной линии, смонтированной на общих опорах, или двух линий, расположенных в общем коридоре более, чем на половине длины более короткой линии;
4) возникновение аварийного небаланса мощности вследствие отключения генератора или блока генераторов с общим выключателем на стороне высшего напряжения.
Для ремонтной схемы:
1) отключение элемента сети с двухфазным КЗ на землю с неуспешным
2) отключение элемента сети с однофазным КЗ с отказом одного
3) возникновение аварийного небаланса мощности вследствие отключения наиболее крупного генератора в ЕЭС.
1.3. Классификация режимов работы по устойчивости Нормальный режим - это установившийся режим (не считая нерегулярных колебаний, медленных и/или незначительных флуктуаций параметров, в том числе обусловленных работой устройств регулирования частоты, напряжения и т.п.), характеризующийся нормативными запасами устойчивости в данной схеме сети, устойчивым переходом к любым послеаварийным режимам, которые могут возникнуть в результате нормативных возмущений, и установившимся послеаварийным режимом, обладающим не менее, чем нормативными запасами устойчивости.
Послеаварийные режимы - режимы, возникающие в результате какого - либо возмущения. Можно, в частности, различать следующие послеаварийные режимы:
a. нормативный послеаварийный режим (аварийно допустимый переток), характеризующийся запасами устойчивости, не меньшими, чем по п.п.
(a) - (g). И, если эти запасы не соответствуют условиям нормального режима (a) - (d), то диспетчерский персонал также должен их обеспечить за 20 мин.
b. установившийся послеаварийный режим с меньшими, чем по п.п. (a) - (g) запасами. Такой режим может возникнуть, если предшествующий режим не соответствовал нормальному или/и возмущение было тяжелее нормальных, вплоть до того, что при этом в "Руководящих указаниях" допускалось не сохранение устойчивости. При этом диспетчерский персонал также должен превышать запасы устойчивости до нормальных.
c. асинхронный режим - неустойчивый послеаварийный режим.
1.4. Максимально допустимые перетоки активной мощности определяются следующими условиями:
В нормальных режимах:
(a) коэффициент запаса по активной мощности в любом сечении для данной схемы сети составляет не менее 20%.
(b) коэффициент запаса по напряжению во всех узлах энергосистемы не менее 15%.
(c) нагрузка любого элемента электрической сети не превышает длительно допустимых значений.
(d) переток мощности в любом сечении в рассматриваемом режиме не превышает предельный по динамической устойчивости переток в том же сечении:
дин
Pm </= P пр , где Р пр - предел динамической устойчивости при наиболее тяжелом нормативном возмущении для данной схемы.
В послеаварийных режимах:
(e) коэффициент запаса по активной мощности в любом из установившихся послеаварийных режимов, возникших в результате нормативных возмущений, не менее 8%.
(f) в каждом узле и в каждом из нормативных послеаварийных режимов коэффициент запаса по напряжению не менее 10%.
(g) нагрузка любого элемента электрической сети в любом нормативном послеаварийном режиме не превышает величин, допустимых в течение 20 минут.
Принято, что диспетчерский персонал в течение указанных 20 минут должен так скорректировать установившийся послеаварийный режим с пониженными запасами устойчивости и/или перегрузками оборудования п.п. (a) - (g), чтобы обеспечить выполнение условий по п.п. (a) - (c). Для этого в соответствующих инструкциях для диспетчера содержатся максимально допустимые перетоки в контролируемых (критических) сечениях в полной и ремонтных схемах и другие необходимые указания.
Вынужденный режим - режим, не отвечающий хотя бы одному из перечисленных условий п.п. (a) - (g). При работе с пониженными запасами устойчивости перетоки в контролируемых сечениях принято называть аварийно допустимыми. Переход к аварийно допустимому перетоку в сечении на время прохождения максимума нагрузки, но не более 40 минут, или на время, необходимое для ввода ограничения потребителей, а в послеаварийном режиме также на время, необходимое для мобилизации резерва (в том числе холодного)
оформляется записью в оперативном журнале диспетчерского центра, в ведении или управлении которого находятся линии данного сечения. Решение о переходе на длительную работу с аварийно допустимым перетоком оформляется по предложению Технического оператора энергорынка по согласованию с Комитетом по Госэнергонадзору.
В режиме с аварийно допустимым перетоком по сечению устойчивость при нормативных возмущениях может не сохраняться.
1.5. Процедура расчета и предоставления информации о допустимых перетоках Технический оператор:
1) на основании данного раздела производит расчет допустимых перетоков для нормальной и ремонтных схем сети 220-500 кВ ЕЭС Казахстана;
2) расчитанные допустимые перетоки утверждает и согласовывает со смежными энергобъединениями в установленном порядке;
3) утвержденные перетоки указывает в действующих инструкциях по ведению режима оперативным персоналом;
4) в согласованной форме допустимые перетоки передает Рыночному оператору вместе с годовым и месячным графиком ремонта сети 220-500 кВ соответственно за месяц до начала года и 5 суток до расчетного месяца;
5) в согласованной форме до 10-00 часов суток, предшествующим расчетным, передает Рыночному оператору оперативно разрешенные заявки на ремонт и установленные допустимые перетоки на следующие сутки;
6) за 3 суток до разрешения заявки на ремонт уведомляет субъектов оптового рынка о предстоящем ремонте и ограничениях перетоков в ремонтной схеме;
7) СО отображает информацию о предстоящих ремонтах и допустимых перетоках за предстоящий год и расчетный месяц на на своем Web-сайте;
отображает информацию о ремонтах сети и допустимых перетоках на предстоящие сутки на своем Web-сайте;
СО в суточном графике отображает контрактные величины перетоков в контролируемых сечениях и в случае превышения допустимых перетоков пересматривает суточный график в установленном порядке. <*> Приложение 3 Стандарты регулирования частоты Режим работы | Диапазон частоты | Время для | | восстановления до | | рабочих пределов Обычный режим -0,2 + 0,2 Гц Поддерживается в размере больше 95% от ежедневного значения Послеаварийный режим -0,4 + 0,4 Гц Послеаварийный Допустимо не более режим -1,0 + 0,5 Гц 90 часов в год Приложение 4 к Электросетевым Правилам <*> Сноска. Правила дополнены приложением 4 - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 года N 222 .
Обязательный объем и содержание "Схемы внешнего электроснабжения потребителя"
Обзор существующего состояния электроснабжения и перспективы развития на 3(5)-10 лет.
Электрические нагрузки потребителей и источники их покрытия.
Балансы мощности и электроэнергии (существующее состояние и перспектива на 3(5)-10 лет).
Обоснование схемы внешнего электроснабжения.
Варианты схемы внешнего электроснабжения Электрические режимы (нормальные, послеаварийные режимы).
Расчет уровней токов к.з. для выбора оборудования.
Энергосбережение.
Принципы выполнения РЗА, ПА.
Принципы организации диспетчерского и технологического управления.
Учет электроэнергии.
Объемы электросетевого строительства, укрупненный расчет стоимости строительства.
Выводы
Чертежи: Принципиальные схемы, карты-схемы или ситуационный план, результаты электрических расчетов".
Приложение 5
Сноска. Правила дополнены приложением 5 - приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 16 сентября 2004 года N 222 .
Приложение с изменениями, внесенными приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов РК от 26 июля 2007 г. N 175 .
Особый порядок выдачи и согласования технических условий при строительстве дублирующих линий электропередачи Выдача технических условий на присоединение дублирующих линий электропередачи осуществляется только на основании разрешения уполномоченного органа и регулирующего органа в следующем порядке:
Пользователь сети при подаче заявки на подключение предполагаемого к строительству новых линий электропередачи, дублирующих существующие, обязан уведомить об этом электросетевую компанию, к сетям которой он был присоединен.
Заявка на выдачу технических условий в обязательном порядке должна содержать приложение, включающее:
для объектов 110 кВ и ниже - заключение регионального отдела Комитета по Госэнергонадзору; решение территориальных органов по государственному регулированию цен (тарифов);
2) для объектов 220 кВ и выше - заключение Госэнергонадзора;
Оформленная в соответствии с требованиями пунктов 1,2 настоящего Приложения заявка на выдачу технических условий должна быть представлена пользователем сети/электросетевой компанией Системному оператору, который в 20-дневный срок рассматривает и передает ее со своим заключением в уполномоченный и регулирующий органы.
Полученные документы (заявка на выдачу технических условий и заключение СО) в месячный срок рассматриваются уполномоченным и регулирующим органами и принятое ими решение направляется СО.
При получении решения государственных органов по вопросу строительства дублирующих линий электропередачи СО должен в 10-дневный срок известить пользователя электрической сети и электросетевую компанию о принятом решении.