1. Настоящие Методические указания по ликвидации аварий в электрической части энергосистемы (далее – Методические указания) разработаны в соответствии с подпунктом 323) пункта 15 Положения о Министерстве энергетики Республики Казахстан, утвержденного постановлением Правительства Республики Казахстан от 19 сентября 2014 года № 994, и предназначены для обеспечения безопасного функционирования электрической части энергосистемы.

Пункт 1 изложен в новой редакции Приказа Министра энергетики РК от 27.02.2025 г. № 103-н/қ (см. редакцию от 30.12.2016 г.)(изменение вводится в действие с 16.03.2024 г.)

2. В настоящих Методических указаниях применяются следующие основные понятия и определения:

1) аварийное нарушение - недопустимые отклонения технологических параметров работы электроустановки или ее элементов, вызвавшие вывод их из работы или повреждение во время эксплуатации;

2) системная авария - аварийное нарушение режимов работы объектов электроэнергетики, приведшее к потере устойчивости единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и разделению ее на части;

3) технологическое нарушение - отказ или повреждение оборудования и (или) сетей, в том числе вследствие возгорания или взрывов, отклонения от установленных режимов, несанкционированное отключение или ограничение работоспособности оборудования или ее неисправность, которые привели к нарушению процесса производства, передачи, потребления электрической и (или) тепловой энергии.

Примечание: в зависимости от характера и тяжести последствий технологические нарушения в работе единой электроэнергетической системы Республики Казахстан (далее - ЕЭС), электростанций, районных котельных, электрических и тепловых сетей классифицируются на аварии, отказы І степени и отказы II степени согласно Правил проведения расследования и учета технологических нарушений в работе единой электроэнергетической системы электростанций, районных котельных, электрических и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 121 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10558) (далее - Правила проведения расследования и учета технологических нарушений).

Во всем тексте настоящих Методических указаний термин «ликвидация аварий» читать как «ликвидация технологических нарушений.

4) режим «авария» - мера, вводимая системным оператором на соответствующем участке электрической сети в случаях аварийных нарушений, для ликвидации которых необходимо включить (отключить) генерирующие агрегаты или изменить активную нагрузку генераторов электростанций;

5) единая электроэнергетическая система Республики Казахстан - совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей Республики Казахстан;

6) системный оператор - национальная компания, осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление, обеспечение параллельной работы с энергосистемами других государств, поддержание баланса в энергосистеме, оказание системных услуг и приобретение вспомогательных услуг у субъектов оптового рынка электрической энергии, а также передачу электрической энергии по национальной электрической сети, ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;

7) аварийная готовность - время, необходимое для восстановления рабочего состояния оборудования или линии электропередачи (далее - ЛЭП) в случаях, когда продолжение ремонта может повлечь за собой ограничения (отключения) потребителей или резкое снижение надежности работы энергообъекта (электростанции, подстанции), энергосистемы (объединения);

8) оперативный персонал - персонал, осуществляющий оперативное управление энергоустановками (осмотр, оперативные переключения, подготовка рабочего места, допуск и надзор за работающим персоналом).

Иные понятия и определения, используемые в настоящих Методических указаниях, применяются в соответствии с законодательством Республики Казахстан в области электроэнергетики.

3. В случаях аварийных нарушений системным оператором вводится режим «авария» на соответствующем участке электрической сети и вводятся в действие резервы электрической мощности согласно Правил по предотвращению аварийных нарушений в единой электроэнергетической системе Казахстана и их ликвидации, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 2 февраля 2015 года № 58 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10552) (далее - Правила по предотвращению аварийных нарушений).

4. Распоряжения системного оператора по предотвращению аварийных нарушений и их ликвидации в единой электроэнергетической системе исполняются всеми субъектами оптового рынка электрической энергии Республики Казахстан, согласно Правилам по предотвращению аварийных нарушений.

5. Аварийной ситуацией является изменение в нормальной работе оборудования, которое создает угрозу возникновения аварии. Признаки аварии определяются согласно Правилам проведения расследования и учета технологических нарушений.

6. Важным условием безаварийной работы является сохранение персоналом спокойствия при изменении режима или возникновении неполадок, дисциплинированное и сознательное выполнение указаний инструкций и распоряжений старшего персонала, недопущение суеты, растерянности, вмешательства в работу посторонних лиц. При возникновении аварийной ситуации обеспечивается безопасность людей и сохранность оборудования.

7. Действия оперативного персонала системного оператора и взаимодействующих с ним пользователей сети во время различных аварийных ситуаций в ЕЭС Казахстана регламентируются «Инструкцией по предотвращению и ликвидации аварий» (далее - Инструкция), утверждаемой системным оператором, разрабатываемой системным оператором, в соответствии Электросетевыми правилами, утвержденными приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 18 декабря 2014 года № 210 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10899).

8. На основании данной Инструкции пользователями сети разрабатываются инструкции по ликвидации аварий для оперативного персонала своих электроустановок, в которых помимо прочего определены порядок и условия ручных действий оперативного персонала, связанных с:

1) повышением частоты;

2) понижением частоты;

3) повышением напряжения;

4) понижением напряжения;

5) перегрузкой межрегиональных и региональных связей;

6) возникновением асинхронного режима и синхронных качаний;

7) разделением ЕЭС Казахстана;

8) повреждением и отключением воздушной линии 220-500-1150 киловольт (далее - кВ);

9) потерей значительной части генерирующей мощности;

10) повреждением выключателей и разъединителей;

11) неисправностями и отказами устройств релейной защиты и автоматики и противоаварийной автоматики.

9. Распределение функций между оперативно-диспетчерским персоналом различных уровней определяется инструкциями по предотвращению, локализации и ликвидации аварийных нарушений на основе положений, согласно Правил по предотвращению аварийных нарушений и Правилам технической эксплуатации электрических станций и сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 30 марта 2015 года № 247 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 11066):

1) оперативно-диспетчерским персоналом самостоятельно производятся все операции по предотвращению, локализации и ликвидации аварийных нарушений и предупреждению их развития, если такие операции не требуют координации действий оперативно-диспетчерского персонала объектов между собой и не вызовут развития аварийного нарушения или задержку в ее ликвидации;

2) нижестоящим оперативно-диспетчерским персоналом ставится в известность вышестоящий оперативно-диспетчерский персонал о следующих нарушениях режима на своем объекте в соответствии с принадлежностью оборудования.

10. Нижестоящим оперативно-диспетчерским персоналом ставится в известность вышестоящий оперативно-диспетчерский персонал о следующих нарушениях режима на своем объекте в соответствии с принадлежностью оборудования при:

1) автоматических отключениях, включениях, исчезновении напряжения, перегрузках и резких изменениях режима работы транзитных линий электропередачи и трансформаторов, по которым осуществляется связь электросетей различных напряжений;

2) возникновении несимметричных режимов на генераторах, линиях электропередачи, трансформаторах, снижении напряжения в контрольных точках, недопустимом повышении напряжения на оборудовании, перегрузке генераторов, синхронных компенсаторов, работе устройств автоматического регулирования возбуждения, автоматической частотной разгрузке, возникновении качаний;

3) внешних признаках короткого замыкания как на электростанции (подстанции), так и вблизи ее, о работе защит на отключение и сигнал, работе устройств автоматического повторного включения, частотного автоматического повторного включения, автоматического включения резерва, режимной автоматики, об уровне частоты электрического тока, о причинах отключения оборудования, линий электропередачи и строго выполняет распоряжения вышестоящего диспетчера.

11. Руководство ликвидацией аварийных нарушений осуществляется следующим образом:

1) руководство ликвидацией аварийных нарушений, охватывающих несколько регионов, осуществляется диспетчером национального диспетчерского центра системного оператора единой электроэнергетической системы;

2) ликвидация аварийных нарушений, затрагивающих режим работы одного региона, производится под руководством диспетчера регионального диспетчерского центра;

3) аварийные нарушения в электрических сетях, имеющие местное значение и не затрагивающие режима работы единой электроэнергетической системы - диспетчером региональной электросетевой организации или диспетчером опорной подстанции в зависимости от района распространения таких нарушений и структуры управления сетями;

4) на подстанциях - дежурным подстанции, оперативно-выездной бригадой, мастером или начальником группы подстанций в зависимости от типа обслуживания подстанции;

5) на электростанции - начальником смены станции.

12. Диспетчер оператора единой электроэнергетической системы и регионального диспетчерского центра самостоятельно производятся все операции по предотвращению, локализации и ликвидации аварийных нарушений и предупреждению их развития в единой электроэнергетической системе на оборудовании, находящемся в их оперативном управлении и ведении, а также получается необходимая информация, приостанавливается, изменяется ход ликвидации аварийного нарушения на оборудовании, не находящемся в его оперативном управлении или ведении, если это вызывается необходимостью.

13. Все оперативные переговоры и распоряжения диспетчеров всех уровней диспетчерского управления, а также начальников смен электрических станций и дежурных подстанций во время ликвидации аварийного нарушения фиксируются на записывающие устройства.

14. Приемка и сдача смены при ликвидации аварийного нарушения в зависимости от его характера производится с разрешения вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

15. В тех случаях, когда при ликвидации аварийного нарушения операции производятся на оборудовании, не находящемся в оперативном управлении или ведении вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала, сдача смены производится с разрешения руководящего административно-технического персонала энергетического объекта, на котором произошло аварийное нарушение.

16. Оперативно-диспетчерским персоналом осуществляется руководство ликвидацией аварийного нарушения, принимаются решения и осуществляются мероприятия по восстановлению нормального режима, независимо от присутствия лиц из числа административно-технического персонала.

17. Все распоряжения диспетчера национального диспетчерского центра системного оператора единой электроэнергетической системы (регионального диспетчерского центра, региональной электросетевой организации) по вопросам, входящим в его компетенцию, исполняются подчиненным оперативно-диспетчерским персоналом. В случаях угрозы жизни людей, нарушению сохранности оборудования или потери электрической энергии для собственных нужд электростанций, подстанций, дежурным персоналом отменяется по собственному решению распоряжение диспетчера национального диспетчерского центра системного оператора единой электроэнергетической системы, отдавшего такое распоряжение, и сообщается ему и главному инженеру предприятия о принятом решении.

18. При возникновении аварийных ситуаций, для ликвидации которых необходимо включить/отключить генерирующие агрегаты или изменить активную нагрузку генераторов электростанций, диспетчером, управляющим ликвидацией нарушений, вводится режим «авария» на соответствующем участке национальной или региональной электрической сети.

19. Во время действия режима «авария» процедуры, связанные с выполнением договорных отношений на рынке, приостанавливаются в той части электрической сети, в которой она произошла.

20. Оперативный персонал электрических станций и сетей, для формирования навыков принятия оперативных решений проходит периодическое обучение и противоаварийные тренировки. Оперативный персонал, не прошедший периодического обучения и противоаварийных тренировок, не допускается к выполнению своих обязанностей.

21. Все переключения в аварийных ситуациях производятся оперативным персоналом в соответствии с инструкциями предприятия при обязательном применении всех защитных средств без специального об этом напоминания, согласно Правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 31 марта 2015 года № 253 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов за № 10907).

22. При быстром (секунды, доли секунды) протекании аварийных процессов, в которых действия оперативно-диспетчерского персонала невозможны, предусматривается противоаварийная автоматика, основными целями которой являются:

1) предотвращение нарушения устойчивости;

2) ликвидация асинхронного режима;

3) устранение недопустимого повышения/понижения частоты и напряжения.

23. Устройства противоаварийной автоматики устанавливаются в электрической сети национальной электрической сети, региональной электросетевой организации, субъектов оптового рынка электрической энергии.

24. В целях предотвращения нарушения режима работы энергетических систем, возникновения и развития аварийных нарушений, их локализации и ликвидации путем выявления недопустимых отклонений параметров электрического режима или опасных аварийных возмущений применяется противоаварийная автоматика, осуществляющая противоаварийное управление на автоматическое снижение генерации или потребление электрической мощности.

25. Противоаварийное управление на снижение генерации осуществляется устройствами автоматической разгрузки электростанций, воздействующими на отключение генераторов на блочных электростанциях, гидроэлектростанциях или разгрузки турбин. Противоаварийное управление на аварийное увеличение генерации осуществляется устройствами автоматической загрузки генераторов.

26. Противоаварийное управление на снижение потребления применяется для ограничения снижения частоты и напряжения, предотвращения нарушения устойчивости, ограничения токового перегруза оборудования путем автоматического отключения потребителей и реализуется устройствами автоматики частотной нагрузки, специальной автоматики отключения нагрузки.

27. Специальная автоматика отключения нагрузки выполняется на объектах потребителей, которая допускается по характеру технологического процесса внезапный перерыв питания на время, достаточное для мобилизации резервов или введения ограничений у других потребителей. Для обеспечения надежности работы противоаварийной автоматики специальная автоматика отключения нагрузки, в первую очередь, применяется на объектах крупных потребителей, а при недостаточности объема специальной автоматики отключения нагрузки на объектах крупных потребителей или их отсутствии в энергетическом узле специальная автоматика отключения нагрузки применяется на объектах других потребителей.

28. Системным оператором осуществляется мониторинг объема нагрузки, подключенной к специальной автоматике отключения нагрузки.

29. Автоматика частотной разгрузки применяется для предотвращения и ликвидации системных аварий, которые возникают из-за снижения частоты при внезапных дефицитах активной мощности.

30. Объем и уставки автоматики частотной разгрузки определяются системным оператором. При определении объемов рассматриваются возможные наложения аварийных режимов и ремонтных схем. При определении объемов автоматики частотной разгрузки исходят из наиболее тяжелых по размерам дефицитов мощности аварийных ситуаций.

31.Системным оператором задается региональному диспетчерскому центру граничные условия действия автоматики частотной разгрузки, частотного автоматического повторного включения - минимально допустимый объем подключенной нагрузки, диапазон уставок автоматики частотной разгрузки, минимальное количество очередей, распределение объема нагрузки между очередями автоматики частотной разгрузки.

32. Региональным диспетчерским центром определяется распределение потребителей по ступеням автоматики частотной разгрузки, при этом подключение потребителей осуществляется к ступеням автоматики частотной разгрузки с меньшей частотой и большим временем срабатывания.

33. Ежегодно по региону главным инженером межсистемной электрической сети утверждается перечень потребителей, подключенных к устройствам автоматики частотной разгрузки, и согласовывается главным диспетчером национального диспетчерского центра.

34. Для предотвращения и ликвидации технологических нарушений в единой электроэнергетической системе системным оператором в первую очередь вводятся оперативные резервы мощности, включая доступные резервы мощности энергетических систем сопредельных государств, а при их полном исчерпании и возникновении угрозы потери устойчивости вводятся ограничения потребителей, снижается экспорт электрической энергии в энергетические системы соседних государств.

35. План мероприятий, обеспечивающих ввод ограничений, ежегодно разрабатывается региональным диспетчерским центром совместно с каждым субъектом оптового рынка электрической энергии и утверждается главным диспетчером национального диспетчерского центра системного оператора.

36. Ограничение потребления электроэнергии субъектов оптового рынка электрической энергии, производятся в случаях:

1) снижения генерирующей мощности у поставщика электроэнергии при исчерпании оперативных резервов мощности;

2) аварийного отключения или аварийной перегрузки линий и оборудования при исчерпании оперативных резервов мощности;

3) длительного (более двух часов) снижения частоты в единой электроэнергетической системе ниже 49,6 Гц и исчерпании оперативных резервов мощности.

37. Ввод ограничений при снижении генерирующей мощности у поставщика электроэнергии производится при отсутствии ее замещения и исчерпании оперативных резервов мощности.

38. Ограничения отменяются после подъема нагрузки энергопроизводящей организацией до величины, установленной суточным графиком, либо подъема нагрузки для этих целей другой энергопроизводящей организацией с последующим письменным подтверждением.

39. Потребители, отключенные от автоматической частотной разгрузки, включаются после ввода резервов мощности и/или ввода ограничений при условии восстановления режимных параметров (частоты, напряжения, значений мощности).

40. С началом функционирования балансирующего рынка в режиме реального времени ограничения потребителей вводятся в аварийных режимах при исчерпании резервов мощности системного оператора.

41. Ввод ограничений при аварийном отключении, превышении пропускной способности линии электропередачи и допустимых перегрузок оборудования производится при:

1) аварийном отключении линий электропередачи напряжением 220-500 кВ со снижением пропускной способности остающихся в работе высоковольтных линий (ввод ограничений осуществляется в адрес потребителей в дефицитной части, имеющих договорную поставку электроэнергии по данным воздушных линий);

2) перегрузке линий электропередачи напряжением 220-500 кВ, вызванной потерей генерирующих мощностей в дефицитной части для предотвращения работы противоаварийной автоматики.

42. Объем вводимых ограничений определяется диспетчером системного оператора, исходя из условий обеспечения послеаварийного режима работы электрической сети, и распределяется пропорционально нагрузке потребителей, установленной суточным графиком.

43. При разрыве, перегрузке связей напряжением 110-220 кВ в регионе ввод ограничений производится самостоятельно соответствующим диспетчерским центром.

44. Ввод ограничений при длительном снижении частоты в единой электроэнергетической системе производится при:

1) длительной работе с частотой ниже 49,6 Гц в течение двух часов и более потребление электрической мощности регионов (отдельных потребителей) уменьшается на величину регулирующего эффекта нагрузки. Коррекция потребления по частоте составляет 0,8-1 % мощности потребления региона (энергетического узла, потребителя) на 0,1 Гц отклонения частоты;

2) снижение частоты ниже 49,6 Гц ввод ограничений для поддержания заданных суточным графиком уровней потребления с коррекцией по частоте производится потребителями самостоятельно. В случае невыполнения самостоятельно корректировки потребления по частоте в течение 20 минут, диспетчерский центр вводит принудительные ограничения данного потребителя.

45. В случае потери возможности осуществления диспетчерского управления ЕЭС Казахстана с основного диспетчерского центра, функции управления ЕЭС Казахстана передаются дублеру.

46. Пользователи сети обменивается номерами телефонов с национальным диспетчерским центром системного оператора единой электроэнергетической системы и местными энергопередающими организациями в письменной форме с указанием представителей пользователей сети, уполномоченных принимать решения и которые могут входить на контакт в течение 24 часов в сутки.

При возникновении нарушения:

1) если нарушение возникло на электроустановке пользователя сети, он уведомляет об этом системного оператора и энергопередающую организацию, к сетям которой он присоединен;

2) если нарушение возникло на электроустановке энергопередающей организации, она уведомляет системного оператора и всех присоединенных пользователей сети об этом;

3) если нарушение возникло на электроустановке системного оператора, системный оператор сообщает об этом пользователям сети, в чьем управлении или ведении находится электроустановка.

47. После получения уведомления либо при самостоятельном обнаружении нарушения системный оператор определяет, является ли факт нарушения системной аварией. В случае подтверждения признаков системной аварии, системным оператором устанавливаются причины системной аварии и приступают к ее ликвидации.

С момента установления причины аварии все коммуникации между диспетчерами регионального диспетчерского центра системного оператора предоставляются диспетчеру национального диспетчерского центра системного оператора единой электроэнергетической системы по его требованию.