Параграф 1. Задачи и организация управления

958. Системным оператором Казахстана, региональными диспетчерскими подразделениями, региональных электросетевых компаний, энергопроизводящих и энергопередающих организаций осуществляется круглосуточное диспетчерское управление согласованной работой энергопроизводящих и энергопередающих организаций, задачами которого являются:
1) разработка и ведение режимов работы электростанций, национальных и региональных электрических сетей, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;
2) обеспечение устойчивости в ЕЭС;
3) выполнение требований к качеству электрической энергии;
4) обеспечение экономичности работы электрических станций и электрических сетей и рационального использования энергоресурсов при соблюдении режимов потребления;
5) предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии.
959. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической и тепловой сети) необходимо организовать круглосуточное оперативное управление оборудованием, задачами которого являются:
1) ведение требуемого режима работы;
2) производство переключений, пусков и остановов;
3) локализация аварий и восстановление режима работы;
4) подготовка к производству ремонтных работ.
960. Централизованное диспетчерское управление осуществляется на основе многоуровневой структуры, сформированной следующим образом:
1) национальный диспетчерский центр системного оператора, являющийся высшим уровнем управления в единой системе централизованного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС Казахстана;
2) региональные диспетчерские центры системного оператора - подчиняющиеся в процессе централизованного диспетчерского управления национальному диспетчерскому центру системного оператора Казахстана;
3) диспетчерские подразделения региональных электросетевых компаний, энергопроизводящих организаций, потребителей оптового рынка электрической энергии, подчиняющиеся в процессе централизованного диспетчерского управления национальному диспетчерскому центру системного оператора Казахстана, региональным диспетчерским центрам системного оператора.
961. Для каждого диспетчерского уровня устанавливаются две категории управления оборудованием и сооружениями – оперативное управление и оперативное ведение.
В оперативном управлении диспетчера находятся оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.
Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся под руководством диспетчера.
Расчет уставок устройств релейной защиты, систем противоаварийной и режимной автоматики осуществляет диспетчерский центр, в управлении которого находятся данные устройства релейной защиты, системы противоаварийной и режимной автоматики.
962. В оперативном ведении диспетчера находятся оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.
Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся с разрешения диспетчера.
Уставки устройств релейной защиты, систем противоаварийной и режимной автоматики согласовываются с диспетчерским центром, в ведении диспетчера которого находятся данные устройства релейной защиты, системы противоаварийной и режимной автоматики.
963. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и устройства энергообъектов распределяются по уровням диспетчерского управления.
Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчеров энергообъектов, составляются с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены техническим руководителем этого энергообъекта, электрической и тепловой сети.
964. Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно-диспетчерского управления устанавливаются соответствующими типовыми положениями и договорами на участие собственников энергообъектов в параллельной работе с единой электроэнергетической системы Республики Казахстана.
965. Оперативно-диспетчерское управление осуществляется с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.
966. На каждом энергообъекте разрабатываются инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.
Все оперативные переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспетчерского управления ведутся с применением единой общепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.

Параграф 2. Планирование режима работы

967. При планировании режима обеспечиваются:
1) сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростанций, электрических сетей, ЕЭС Казахстана с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной способности электрических связей;
2) эффективность принципов оперативного управления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;
3) надежность и экономичность производства и передачи электрической энергии;
4) выполнение годовых графиков ремонта основного оборудования энергообъектов.
968. Планирование режима производится на долгосрочные и краткосрочные периоды и осуществляется на основе:
1) данных суточных ведомостей и статистических данных электростанций, электрических сетей, ЕЭС Казахстана за предыдущие дни и периоды;
2) прогноза нагрузки электростанций, электросетей, ЕЭС Казахстана на планируемый период;
3) результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях, ЕЭС Казахстана, которые производятся 2 раза в год в рабочие дни июня и декабря;
4) данных о вводе новых генерирующих мощностей и сетевых объектов;
5) данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;
6) данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи.
969. Долгосрочное планирование режимов работы ЕЭС Казахстана, энергообъекта осуществляется для характерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летний минимум нагрузок, период паводка, отопительный период). Планирование предусматривает:
1) составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на часы максимума нагрузок;
2) определение и выдачу значений максимума электрической нагрузки и потребления электрической энергии, располагаемой мощности электростанций с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;
3) разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанций;
4) составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;
5) разработку схем соединений электростанций, электрических сетей для нормального и ремонтных режимов;
6) расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностей и сетевых объектов в ЕЭС и выбора параметров настройки средств противоаварийной и режимной автоматики;
7) расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи (сечениям) для нормальных и ремонтных схем сети;
8) расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики;
9) расчеты технико-экономических характеристик электростанций, электрических сетей для оптимального ведения режима;
10) уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;
11) определение потребности в новых устройствах автоматики.
970. Краткосрочное планирование режима ЕЭС Казахстана, электростанций, электрических сетей производится с упреждением от 1 суток до 1 недели. Краткосрочное планирование предусматривает:
1) прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС и электрических сетей;
2) оптимальное распределение нагрузки между ЕЭС, электрическими сетями, электростанциями и отдельными энергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков мощности (или сальдо-перетоков мощности) и суточных графиков нагрузки ЕЭС, электрической сети, электростанции;
3) решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу оборудования с учетом мероприятий по ведению режима, изменению параметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.
971. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощности ЕЭС Казахстана, электрических сетей, электростанций, а также графики перетоков мощности выдаются соответствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером НДЦ СО Казахстана, РДЦ, техническим руководителем энергообъекта.
Графики нагрузки отдельных энергоустановок на электростанции утверждаются техническим руководителем этой электростанции.
График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоисточников составляется диспетчерской службой тепловой сети и утверждается главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) тепловой сети.
972. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и другого) электростанций на предстоящий год составляются на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласуются с РДЦ или НДЦ СО Казахстана и утверждаются техническим руководителем организации.
Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с НДЦ СО Казахстана.
973. Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, устройств системной автоматики и связи утверждаются главным диспетчером НДЦ СО Казахстана, РДЦ, техническим руководителем энергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения.
Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, согласуются с местными исполнительными органами.
974. НДЦ СО Казахстана ежегодно задает РДЦ, а РДЦ – электрическим сетям объем и диапазоны уставок устройств автоматической частотной разгрузки (далее – АЧР) и частотного АПВ (далее - ЧАПВ).
РДЦ с учетом указаний НДЦ СО Казахстана, а изолированно работающим сетям – самостоятельно определяет:
1) объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных балансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;
2) уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций (далее – ГАЭС) и ГТУ при снижении частоты;
3) уставки автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также перевода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.
Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, утверждается техническим руководителем.
975. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике отключения нагрузки (далее – САОН), и ее использование по условиям аварийных режимов определяются НДЦ СО Казахстана, РДЦ.
Условия подключения потребителей к САОН согласуются с государственным органом по государственному энергетическому надзору и контролю.
Решение о вводе САОН в работу принимаются НДЦ СО Казахстана.
976. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и к САОН, измеряется два раза в год (в июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток.