Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации

107. Генерирующее оборудование гидроэлектростанций с установленной мощностью более 30 мегаватт и количеством гидроагрегатов более трех, за исключением гидроэлектростанций без водохранилищ или водохранилище которых является элементом системы технического водоснабжения тепловых электростанций, оснащается устройствами группового регулирования активной мощности и должно быть готово к участию в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности.

108. Групповые регуляторы активной мощности (в том числе для генерирующего оборудования в составе парогазовой установки) не должны допускать блокировку действия регуляторов частоты вращения турбин и регуляторов мощности при их работе с коррекцией по частоте.

109. Динамические свойства энергетических котлов и котлов-утилизаторов, установленных на электростанции, обеспечивают работу регулятора частоты вращения турбины с согласованным изменением нагрузки для поддержания нового заданного значения активной мощности в процессе регулирования частоты без отклонения параметров технологического процесса за допустимые пределы.

110. Работа генерирующего оборудования электрических станций, за исключением атомных электростанций, с любой нагрузкой в пределах регулировочного диапазона активной мощности обеспечивается:

длительно - при изменении частоты электрического тока в диапазоне значений 49 - 50,5 герц (для ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей - в диапазоне значений 49 - 51 герц), включая верхнюю границу диапазона изменения частоты;

кратковременно (с продолжительностью работы, указанной в настоящем пункте) - при изменении частоты электрического тока в следующих диапазонах значений (включая верхнюю границу указанных диапазонов изменения частоты):

55 - 51 герц (продолжительность работы, установленная заводом изготовителем);

51 - 50,5 герц (продолжительность работы не менее 3 минут);

49 - 48 герц (продолжительность работы не менее 5 минут);

48 - 47 герц (продолжительность работы не менее 40 секунд);

47 - 46 герц (продолжительность работы не менее 1 секунды);

46 герц (продолжительность работы не менее 1 секунды).

Для генерирующего оборудования, введенного в эксплуатацию до вступления в силу настоящих Правил, допустимо отклонение от требований настоящего пункта при условии предоставления владельцами генерирующего оборудования в соответствующий диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления заключения завода-изготовителя, содержащего:

технические причины отклонения от указанных требований;

разрешенные диапазоны частот и продолжительность работы в них генерирующего оборудования, которые не меньше фактических диапазонов и продолжительности, зафиксированных на дату вступления в силу настоящих Правил.

В случае если техническими условиями на технологическое присоединение объекта по производству электрической энергии к электрическим сетям, выданными до вступления в силу настоящих Правил, предусмотрены иные требования к продолжительности работы генерирующего оборудования в указанных диапазонах частоты электрического тока, чем требования, установленные настоящим пунктом Правил, работа генерирующего оборудования указанного объекта по производству электрической энергии обеспечивается в соответствии с требованиями, предусмотренными техническими условиями.

111. Энергоблоки атомной электростанции с реакторными установками типа ВВЭР ТОИ обеспечивают возможность прохождения в сутки одного планового цикла изменения активной мощности в диапазоне от 100 до 50 процентов номинальной мощности энергоблока и обратно с общим количеством циклов изменения активной мощности до 250 раз в течение одного года. Величина технологического минимума составляет не более 20 процентов номинальной мощности энергоблока.

Энергоблоки атомной электростанции с реакторными установками типа ВВЭР-1200 обеспечивают возможность прохождения в сутки одного планового цикла изменения активной мощности в диапазоне от 100 до 80 процентов номинальной мощности энергоблока и обратно с общим количеством циклов изменения активной мощности до 200 раз в течение одного года. Величина технологического минимума составляет 20 процентов номинальной мощности энергоблока.

Регулировочный диапазон без изменения состава оборудования для вновь вводимых энергоблоков атомных электростанций (кроме энергоблоков ВВЭР-1000 с реакторными установками типа В-320) должен находиться в пределах от 80 до 100 процентов установленной мощности. Технический минимум должен находиться в пределах от 20 до 25 процентов установленной мощности.

112. Работа энергоблоков атомных электростанций, кроме энергоблоков типа РБМК и БН, обеспечивается в регулировочном диапазоне активной мощности с номинальными параметрами нагрузки:

длительно - при изменении частоты электрического тока в диапазоне значений 49 - 50,5 герц, включая верхнюю границу диапазона изменения частоты;

кратковременно (с продолжительностью работы, указанной в настоящем пункте) - при изменении частоты электрического тока в следующих диапазонах значений (включая верхнюю границу указанных диапазонов изменения частоты):

50,5 - 51 герц (продолжительность работы не менее 10 секунд);

49 - 48 герц (продолжительность работы не менее 5 минут);

48 - 47 герц (продолжительность работы не менее 40 секунд);

47 - 46 герц (продолжительность работы не менее 1 секунды).

Допустимые режимы работы энергоблоков типа РБМК и БН в зависимости от значений частоты электрического тока, а также продолжительность работы энергоблоков атомных электростанций любого типа при значении частоты электрического тока 46 герц определяются регламентами безопасной эксплуатации энергоблоков атомных электростанций.

113. Энергоблок атомной электростанции должен иметь техническую возможность синхронизироваться с энергосистемой при сниженной частоте до 49 герц.

114. На тепловой электростанции обеспечивается техническая возможность параллельного пооперационного пуска из резерва с учетом технологических параметров тепловых схем не менее 2 энергоблоков из различного теплового состояния, а на тепловой электростанции с общим паропроводом свежего пара для работы турбоагрегатов - пуск из резерва не менее 2 турбоагрегатов, а также необходимого количества энергетических котлов, обеспечивающих несение номинальной нагрузки пускаемыми турбоагрегатами, объединенными общим паропроводом свежего пара.

115. При выделении генераторов тепловых электростанций на собственные нужды или сбалансированную нагрузку действием частотной делительной автоматики должна обеспечиваться устойчивая работа выделяемого генерирующего оборудования в течение не менее 30 минут.

116. Скорость изменения нагрузки паросиловых энергоблоков тепловых электростанций, введенных в эксплуатацию после вступления в силу настоящих Правил, во всем регулировочном диапазоне активной мощности составляет:

не менее 1 процента установленной мощности энергоблока в минуту в условиях нормального режима;

не менее 4 процентов установленной мощности энергоблока в минуту в условиях предотвращения развития и ликвидации нарушения нормального режима.

117. На тепловых электростанциях обеспечивается создание, хранение и поддержание запасов топлива в соответствии с порядком создания и использования тепловыми электростанциями запасов топлива (в том числе в отопительный сезон), утвержденным уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

При снижении фактически имеющихся запасов топлива на тепловой электростанции до уровня нормативного неснижаемого запаса топлива владельцем тепловой электростанции принимается решение о переходе тепловой электростанции в режим выживания, при котором работа тепловой электростанции осуществляется с минимальной расчетной электрической и тепловой нагрузками, обеспечивающими:

электроснабжение собственных нужд электростанции;

электроснабжение не резервируемых от внешней электрической сети энергопринимающих установок, присоединенных к шинам главного распределительного устройства электростанции;

поддержание плюсовых температур в главном корпусе, вспомогательных зданиях и сооружениях электростанции;

снижение тепловой нагрузки потребителей, не имеющих резервирования от других источников тепла, до 70 процентов температурного графика тепловой сети.

118. Паросиловые установки (за исключением паросиловых установок, входящих в состав парогазовых установок), входящие в состав энергосистемы, соответствуют следующим требованиям:

вновь вводимые паровые турбины энергоблоков с установленной мощностью 500 мегаватт и более должны обеспечивать возможность применения импульсной разгрузки по командам противоаварийной автоматики. Для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования скорость импульсной разгрузки должна быть максимальной без выхода технологических параметров генерирующего оборудования за пределы допустимых значений. Необходимость оснащения турбин энергоблоков с установленной мощностью менее 500 мегаватт системой регулирования, допускающей импульсную разгрузку, определяется при проектировании;

нижний предел регулировочного диапазона активной мощности энергоблоков, введенных в эксплуатацию после вступления в силу настоящих Правил, в конденсационном режиме должен быть не более 40 процентов величины установленной мощности для газомазутных энергоблоков и не более 50 процентов величины установленной мощности для пылеугольных энергоблоков.

119. Газотурбинные установки, входящие в состав энергосистемы, соответствуют следующим требованиям:

оборудование газотурбинной установки обеспечивает работу с максимальной нагрузкой при отрицательных температурах, соответствующих абсолютным минимальным температурам наружного воздуха, определяемым в соответствии с климатическими параметрами, установленными правилами строительной климатологии;

общее время нормального пуска, в том числе повторного, и набора нагрузки стационарной газотурбинной установки, работающей по открытому циклу, а также газотурбинных установок, указанных в абзаце третьем пункта 120 настоящих Правил, до максимальной нагрузки при соответствующих климатических условиях не превышает 20 минут;

допустимая продолжительность работы стационарной газотурбинной установки, для которой основным видом топлива является природный газ, на аварийном топливе составляет:

для вновь строящегося (реконструируемого) генерирующего оборудования - не менее 5 суток подряд единовременно и не менее 8 суток в год суммарно;

для действующего генерирующего оборудования - не менее 3 суток подряд единовременно и не менее 8 суток в год суммарно.

120. Парогазовые установки, входящие в состав энергосистемы, соответствуют следующим требованиям:

в отношении вновь вводимых парогазовых установок обеспечивается возможность привлечения их к покрытию суточной неравномерности графика нагрузки в рамках имеющегося при соответствующих климатических условиях регулировочного диапазона активной мощности, а также возможность останова парогазовой установки в резерв в ночное время продолжительностью до 8 часов;

технологическая схема парогазовых установок (за исключением одновальных), введенных в эксплуатацию после вступления в силу настоящих Правил, а также парогазовых установок, расположенных в частях энергосистемы с высоким риском выделения их на изолированную от Единой энергетической системы России работу (возможность выделения на изолированную работу при единичном нормативном возмущении в нормальной и ремонтной схеме электрической сети), обеспечивает возможность работы с отключенной паровой турбиной или неполным составом газотурбинных установок с единичной установленной мощностью 100 мегаватт и более без ограничения по продолжительности работы в таких режимах, за исключением случаев, когда на основе анализа перспективных электроэнергетических режимов работы энергосистемы, балансов электрической энергии энергосистемы и балансов мощности энергосистемы субъектом оперативно-диспетчерского управления подтверждена возможность останова парогазовой установки на длительный срок;

нижний предел регулировочного диапазона активной мощности вновь построенной (реконструированной) парогазовой установки для нормальных условий при работе паросиловой установки в ее составе в конденсационном режиме составляет не более 50 процентов ее установленной мощности независимо от общего количества газотурбинных установок в составе парогазовой установки. При наличии теплофикационной паросиловой установки в составе парогазовой установки нижний предел регулировочного диапазона активной мощности подлежит уточнению на стадии выбора состава включенного генерирующего оборудования и генерирующего оборудования, находящегося в резерве, планирования электроэнергетического режима энергосистемы на предстоящие сутки и периоды в пределах суток исходя из предполагаемых объемов отпуска тепла;

величина технического минимума парогазовой установки, достигаемого в том числе путем отключения газотурбинных установок (при наличии более 2 газотурбинных установок в составе парогазовой установки), должна не превышать величины технического минимума утилизационных парогазовых установок, приведенные в приложении № 3;

скорость изменения нагрузки вновь построенной (реконструированной) парогазовой установки в пределах регулировочного диапазона активной мощности должна быть не менее 5 процентов величины ее номинальной мощности в минуту;

нижний предел регулировочного диапазона активной мощности паросиловой части парогазовой установки, в которой выхлопные газы газотурбинной установки направляются в воздушный тракт парового котла (далее - сбросная парогазовая установка), не должен превышать 50 процентов величины номинальной мощности такой парогазовой установки.

121. Гидроагрегаты электростанций, входящих в состав энергосистемы, должны соответствовать следующим требованиям:

а) эксплуатация гидроагрегатов, участвующих в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности, в режимах, допустимых по условиям безопасной их эксплуатации и определенных в соответствии с подпунктом "д" настоящего пункта;

б) обеспечение блокировки управления активной мощностью гидроагрегата от группового регулятора активной мощности гидроэлектростанции путем автоматического или ручного отключения гидроагрегата от управления группового регулятора активной мощности из-за срабатывания технологических защит гидроагрегата при выходе параметров эксплуатации гидроагрегата (в том числе вибрационных, тепловых) за допустимые пределы;

в) обеспечение системой автоматического управления гидроагрегата:

регулирования мощности гидроагрегата от нуля до максимального значения со статизмом по частоте (участие в первичном регулировании частоты) как при индивидуальном, так и при групповом регулировании;

автоматического ограничения максимальной мощности в соответствии с линией ограничения максимальной мощности на эксплуатационной характеристике гидроагрегата или в соответствии с установленным технологическим ограничением;

возможности оперативного задания активной мощности персоналом гидроэлектростанции или автоматически (от группового регулятора активной мощности);

г) включение гидроагрегата в групповое регулирование от группового регулятора активной мощности вне зависимости от используемого алгоритма распределения группового задания производится безударно, то есть включению предшествует набор мощности, соответствующий групповому заданию гидроагрегата;

д) задание величины регулировочного диапазона активной мощности гидроагрегата, зоны нерекомендованной и ограниченной работы гидроагрегата по результатам натурных испытаний заводом-изготовителем гидротурбинного оборудования при сдаче гидроагрегата в эксплуатацию или персоналом гидроэлектростанции по согласованию с заводом-изготовителем гидротурбинного оборудования - для гидроагрегата, находящегося в эксплуатации. Время нахождения гидроагрегата в зоне ограниченной работы и число циклов прохождения через зону нерекомендованной работы определяется заводом-изготовителем;

е) обеспечение гидроагрегатом изменения мощности на загрузку или разгрузку в пределах регулировочного диапазона активной мощности гидроагрегата со скоростью вплоть до максимальной при вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности без ограничения количества циклов загрузки и разгрузки;

ж) обеспечение при эксплуатации генерирующего оборудования гидроэлектростанции системой автоматического управления и регулирования гидроэлектростанции:

автоматического и ручного пуска и останова гидроагрегатов;

автоматического аварийного останова гидроагрегатов;

устойчивой работы на всех режимах с автоматическим изменением и поддержанием регулируемых параметров;

автоматического перевода гидроагрегатов из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно, если заводом-изготовителем предусмотрена работа гидроагрегатов в режиме синхронного компенсатора;

автоматического перевода гидроагрегатов гидроаккумулирующих электростанций из генераторного режима в насосный режим и обратно (перевод из насосного режима в режим синхронного компенсатора);

участия в регулировании частоты в энергосистеме.

122. Генераторы электростанций, входящих в состав энергосистемы (за исключением ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей), должны соответствовать следующим требованиям:

осуществление ввода в эксплуатацию генераторов осуществляется на основном возбуждении. Переводы с основного возбуждения на резервное и обратно выполняются без отключения генераторов от электрической сети. Системы возбуждения и автоматические регуляторы возбуждения генераторов должны соответствовать требованиям раздела VII настоящих Правил;

обеспечение автоматического ограничения минимального тока возбуждения для предотвращения нарушения устойчивой работы генераторов установленной мощностью 25 мегаватт и более в режиме недовозбуждения.

123. Ветроэнергетические установки, фотоэлектрические солнечные модули или их группы, работающие в составе энергосистемы через один преобразователь постоянного тока или на одно распределительное устройство напряжением 10 киловольт и выше, обеспечивают возможность разгрузки по активной мощности в пределах регулировочного диапазона со скоростью не менее 10 процентов в минуту от номинальной мощности ветроэнергетической установки, фотоэлектрического солнечного модуля или их группы.

Входящие в состав энергосистемы ветроэнергетические установки, фотоэлектрические солнечные модули или их группы, работающие в составе энергосистемы через один преобразователь постоянного тока или на одно распределительное устройство напряжением 10 киловольт и выше, обеспечивают возможность реализации управляющего воздействия противоаварийной автоматики на снижение объема выдачи мощности и (или) отключение генерирующего оборудования.

При загрузке ветровой (солнечной) электростанции из-за увеличения скорости ветра (инсоляции) максимальная скорость набора активной мощности составляет не более 10 процентов от номинальной мощности электростанции в минуту. (Дополнение абзацем - Постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.2024 № 1937)

В отношении ветровых (солнечных) электростанций и входящих в их состав ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей должны соблюдаться положения, предусмотренные национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 58491-2019 "Электроэнергетика. Распределенная генерация. Технические требования к объектам генерации на базе ветроэнергетических установок", утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 августа 2019 г. № 519-ст и введенным в действие с 1 января 2020 г., с изменением № 1 и национальным стандартом Российской Федерации ГОСТ Р 70787-2023 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Возобновляемые источники энергии. Технические требования к фотоэлектрическим солнечным станциям", утвержденным приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 14 июня 2023 г. № 392-ст и введенным в действие с 23 августа 2023 г., соответственно. (Дополнение абзацем - Постановление Правительства Российской Федерации от 27.12.2024 № 1937)

124. Номинальное напряжение электрической сети и наибольшее рабочее напряжение электрической сети должны соответствовать значениям согласно приложению № 4.

Оборудование, присоединяемое к электрической сети определенного класса напряжения, должно иметь наибольшее рабочее напряжение не менее наибольшего рабочего напряжения, предусмотренного приложением № 4 к настоящим Правилам для указанной электрической сети.

125. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 09.07.2025 № 1031)

126. Автотрансформаторы и маслонаполненные трансформаторы с высшим классом напряжения 110 киловольт и выше должны допускать длительную перегрузку по току любой обмотки на 5 процентов номинального тока ответвления, если напряжение на этом ответвлении не превышает номинального.

Автотрансформаторы (трансформаторы) допускают аварийную перегрузку в размере и продолжительностью, определяемыми в соответствии с требованиями к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, но не менее 50 процентов в течение 20 минут.

127. Устройства регулирования напряжения под нагрузкой автотрансформаторов (трансформаторов) с высшим классом напряжения 220 киловольт и выше (за исключением блочных автотрансформаторов (трансформаторов) электростанций и резервных трансформаторов собственных нужд электростанций) должны быть в постоянной готовности к работе в автоматическом режиме.

Необходимость работы в автоматическом режиме устройств регулирования напряжения под нагрузкой автотрансформаторов (трансформаторов), установленных на распределительных устройствах классом напряжения 220 киловольт и выше атомных электростанций, а также сроки обеспечения технической возможности работы в автоматическом режиме существующих устройств регулирования напряжения под нагрузкой, установленных на указанных автотрансформаторах (трансформаторах), введенных в эксплуатацию до 1 января 2018 г., определяются субъектом оперативно-диспетчерского управления по согласованию с владельцем атомных электростанций.

128. Технические характеристики трансформаторов тока и подключенных к ним устройств релейной защиты в совокупности должны обеспечивать правильную работу устройств релейной защиты при коротких замыканиях, в том числе при возникновении апериодической составляющей тока.

129. Все выключатели, устанавливаемые на объектах электроэнергетики в составе энергосистемы, выбираются в соответствующем климатическом исполнении и учитывают местные температурные режимы.

130. Все воздушные линии электропередачи (воздушные участки кабельно-воздушных линий электропередачи) классом напряжения 110 киловольт и выше, в том числе оснащенные грозозащитными тросами, отнесенные к IV и выше гололедному району, проектируются с учетом значений параметров гололедной нагрузки.

Необходимость оснащения устройствами плавки гололеда на проводах и грозозащитных тросах воздушных линий электропередачи (воздушных участков кабельно-воздушных линий электропередачи) классом напряжения 110 киловольт и выше, в том числе оснащенных грозозащитными тросами, не отнесенных к IV и выше гололедному району, определяется владельцами таких линий электропередачи на основе статистики отключений воздушных линий электропередачи за максимально возможный период в рассматриваемом районе по причине гололедообразования, конструктивных параметров воздушной линии электропередачи или воздушного участка кабельно-воздушной линии электропередачи (длина, габариты, механическая прочность проводов и опор, марки грозозащитных тросов и проводов), а также данных наблюдений гололедообразования на воздушных линиях электропередачи в рассматриваемом районе за максимально возможный период.

131. Организация и проведение плавки гололеда на проводах и грозозащитных тросах воздушных линий электропередачи (воздушных участков кабельно-воздушных линий электропередачи), в том числе разработка и согласование инструкций по плавке гололеда, определение схем и методов плавки гололеда, проведение мероприятий по подготовке схем плавки гололеда и проведению пробных плавок, разработка и согласование программ плавки гололеда, организация контроля за гололедообразованием, осуществляются в соответствии с требованиями по плавке гололеда на проводах и грозозащитных тросах линий электропередачи, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

Решение о необходимости проведения плавки гололеда на проводах и грозозащитных тросах воздушных линий электропередачи (воздушных участков кабельно-воздушных линий электропередачи) принимается эксплуатирующей их сетевой организацией (иным владельцем линий электропередачи).

132. Оборудование объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства по своим техническим характеристикам должно соответствовать уровням токов короткого замыкания.

Токи короткого замыкания должны отключаться в течение минимально возможного срока, определяемого исходя из необходимости обеспечения термической и электродинамической стойкости оборудования, а также динамической устойчивости генераторов электрических станций и двигательной нагрузки потребителей с учетом действия противоаварийной и сетевой автоматики.

Владельцы объектов электроэнергетики обязаны:

проводить расчеты токов короткого замыкания и осуществлять проверку соответствия принадлежащего им на праве собственности или ином законном основании оборудования уровням токов короткого замыкания;

обеспечивать реализацию мероприятий по ограничению токов короткого замыкания и (или) замене необходимого оборудования в случае несоответствия его параметров уровням токов короткого замыкания в сроки, согласованные с субъектом оперативно-диспетчерского управления в части мероприятий по оборудованию, относящемуся к объектам диспетчеризации.

До выполнения указанных мероприятий субъектом оперативно-диспетчерского управления и владельцами объектов электроэнергетики выполняются мероприятия схемного и режимного характера (в том числе с вынужденным снижением надежности электроснабжения потребителей) по ограничению токов короткого замыкания, в том числе вынужденное деление электрической сети, ограничение состава включенного генерирующего оборудования, изменение режима заземления нейтралей автотрансформаторов (трансформаторов).

Правила взаимодействия субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии по вопросам координации уровней токов короткого замыкания утверждаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

В случае если необходимость выполнения указанных мероприятий по ограничению токов короткого замыкания и (или) замене необходимого оборудования на объекте электроэнергетики обусловлена технологическим присоединением объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок другого лица к электрическим сетям сетевой организации и определена в технических условиях на технологическое присоединение, реализация таких мероприятий осуществляется в порядке, установленном Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. № 861 "Об утверждении Правил недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и оказания этих услуг, Правил недискриминационного доступа к услугам администратора торговой системы оптового рынка и оказания этих услуг и Правил технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям" (далее - Правила технологического присоединения к электрическим сетям).

133. В целях выполнения требований пункта 132 настоящих Правил владельцы объектов электроэнергетики независимо от класса напряжения таких объектов обмениваются между собой информацией о технических параметрах и характеристиках линий электропередачи и оборудования электростанций и электрических сетей, результатами выполненных ими расчетов токов короткого замыкания и иной технологической информацией, необходимой для выполнения расчетов токов короткого замыкания, а также предоставляют информацию о технических параметрах и характеристиках линий электропередачи и оборудования электростанций и электрических сетей субъекту оперативно-диспетчерского управления.

Субъект оперативно-диспетчерского управления при изменении величины токов короткого замыкания для линий электропередачи и оборудования классом напряжения 110 киловольт и выше, являющихся объектами диспетчеризации, обусловленном вводом в эксплуатацию (выводом из эксплуатации) относящихся к объектам диспетчеризации линий электропередачи, генерирующего и электросетевого оборудования, а также по запросам владельцев объектов электроэнергетики, линии электропередачи и оборудование которых относятся к объектам диспетчеризации (но не чаще одного раза в год), в течение 15 дней со дня получения запроса предоставляет им результаты расчета токов короткого замыкания при трехфазном и однофазном коротких замыканиях на сборных шинах напряжением 110 киловольт и выше.

134. В отношении находящихся в составе энергосистемы линий электропередачи, подстанций и электростанций, входящих в их состав оборудования и устройств, на праве собственности или ином законном основании принадлежащих потребителям электрической энергии, выполняются требования настоящих Правил, установленные в отношении объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств.

135. Функционирование электроустановок потребителей электрической энергии не должно приводить к нарушению обязательных требований к качеству электрической энергии в точке технологического присоединения к электрической сети по уровням высших гармоник, несимметрии и колебаниям напряжений.

Потребители электрической энергии, на праве собственности или ином законном основании владеющие выпрямительными установками, электросварочными электроустановками, дуговыми электропечами, установками высокой частоты или иными электроустановками специального назначения, которые в процессе эксплуатации могут привести к нарушению установленных требований к качеству электрической энергии в точке технологического присоединения электроустановок этого потребителя к электрической сети, реализуют комплекс технических мероприятий, обеспечивающий режим работы электроустановки в соответствии с Правилами недискриминационного доступа к услугам по передаче электрической энергии и правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей электрической энергии, утвержденных уполномоченным федеральным органом исполнительной власти. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 31.08.2024 № 1195)

136. Напряжение в точке технологического присоединения к электрической сети электроустановок потребителя электрической энергии может длительно изменяться в диапазоне нормально допустимых (±5 процентов) и предельно допустимых значений (±10 процентов) от номинального фазного напряжения. При этом не менее 95 процентов значений напряжения, измеренного непрерывно в течение 24 часов, должны находиться в диапазоне нормально допустимых значений.

137. Потребитель электрической энергии, энергопринимающие устройства которого функционируют в составе энергосистемы, обязан соблюдать значения соотношения активной и реактивной мощности, установленные для его энергопринимающих устройств в соответствии с порядком расчета значений соотношения потребления активной и реактивной мощности для отдельных энергопринимающих устройств (групп энергопринимающих устройств) потребителей электрической энергии, утвержденным уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

138. Владельцы объектов электроэнергетики обязаны организовать и осуществлять:

эксплуатацию принадлежащих им на праве собственности или ином законном основании линий электропередачи, оборудования, комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления, зданий и сооружений объектов электроэнергетики, обеспечивающую их надежную работу в течение всего жизненного цикла, в том числе в гололедный и грозовой периоды, период экстремально высоких температур и при прохождении паводка, в соответствии с правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти;

проведение ремонта и технического обслуживания, обеспечивающих поддержание линий электропередачи, оборудования, комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления, зданий и сооружений объектов электроэнергетики в исправном и работоспособном состоянии, в соответствии с правилами организации технического обслуживания и ремонта объектов электроэнергетики и правилами технического обслуживания устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти;

определение фактического технического состояния основного и вспомогательного оборудования объектов электроэнергетики и его изменения с использованием технических средств контроля, позволяющих получить достоверные результаты, или диагностирования показателей (параметров) технического состояния, а также по результатам визуальных осмотров (с установленной периодичностью) методами и в объемах в соответствии с требованиями нормативной технической документации и рекомендациями (инструкциями) организаций-изготовителей оборудования (далее - контроль технического состояния). При этом фактическое техническое состояние основного оборудования определяется в соответствии с положениями методики комплексного определения показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 19 декабря 2016 г. № 1401 "О комплексном определении показателей технико-экономического состояния объектов электроэнергетики, в том числе показателей физического износа и энергетической эффективности объектов электросетевого хозяйства, и об осуществлении мониторинга таких показателей";

проведение технического освидетельствования и продление срока эксплуатации линий электропередачи, оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики в соответствии с правилами проведения технического освидетельствования оборудования, зданий и сооружений объектов электроэнергетики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти;

продление срока службы комплексов и устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с правилами технического обслуживания устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти;

расследование причин аварий и инцидентов на объектах электроэнергетики, а также разработку и реализацию противоаварийных мероприятий в соответствии с Правилами расследования причин аварий в электроэнергетике и инцидентов в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 29 сентября 2025 г. № 1489 "Об утверждении Правил расследования причин аварий в электроэнергетике и инцидентов в электроэнергетике". (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 29.09.2025 № 1489)

139. Каждый объект электроэнергетики обеспечивается необходимой технической документацией в соответствии с правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

Все изменения технических параметров и характеристик линий электропередачи, оборудования, комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления, выполненные в процессе эксплуатации объекта электроэнергетики, вносятся в паспорта, инструкции, схемы и чертежи.

VII. Релейная защита и автоматика в энергосистеме

140. Для обеспечения надежности и живучести энергосистемы и предотвращения повреждения линий электропередачи и оборудования все линии электропередачи, оборудование объектов электроэнергетики, энергопринимающие установки, входящие в состав энергосистемы, независимо от их класса напряжения оснащаются устройствами релейной защиты и автоматики.

Требования к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 киловольт и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, требования к каналам связи для функционирования релейной защиты и автоматики, а также требования к релейной защите и автоматике различных видов и ее функционированию в составе энергосистемы утверждаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти с учетом положений настоящего раздела.

141. Линии электропередачи, оборудование объектов электроэнергетики и энергопринимающие установки, входящие в состав энергосистемы, независимо от их класса напряжения находятся в работе и опробуются напряжением только с включенными устройствами релейной защиты и автоматики от всех видов повреждений.

142. Функционирование устройств релейной защиты и автоматики при наличии на объекте электроэнергетики автоматизированной системы управления технологическим процессом должно быть автономным и не зависеть от состояния указанной системы.

143. Микропроцессорные комплексы релейной защиты и автоматики и микропроцессорные устройства релейной защиты и автоматики должны удовлетворять требованиям защищенности от несанкционированного доступа к информации.

144. Обеспечивается функциональное и (или) аппаратное резервирование функций релейной защиты и противоаварийной автоматики.

145. Быстродействие релейной защиты при отключении коротких замыканий должно удовлетворять требованиям обеспечения устойчивости параллельной работы генераторов энергосистемы при отключении коротких замыканий и требованиям обеспечения устойчивости нагрузки потребителей.

146. Устройства релейной защиты обеспечивают селективное отключение только поврежденной линии электропередачи или оборудования. В случае отказа в отключении поврежденных линии электропередачи или оборудования по любой причине устройства релейной защиты обеспечивают отключение смежных неповрежденных линий электропередачи или оборудования, через которые осуществляется подпитка места повреждения токами короткого замыкания.

147. Устройства релейной защиты (независимо от класса напряжения объектов электроэнергетики, на которых они установлены) обладают требуемой чувствительностью при всех видах коротких замыканий в защищаемой зоне при различных схемно-режимных ситуациях.

148. Технологически связанные по принципу своего действия устройства релейной защиты и противоаварийной автоматики обеспечивают полную функциональную совместимость.

149. На каждой линии электропередачи классом напряжения 330 киловольт и выше устанавливаются не менее чем 2 устройства релейной защиты. Каждое устройство релейной защиты реализует функцию быстродействующей защиты от всех видов коротких замыканий с абсолютной селективностью.

150. Предусматривается возможность действия резервных защит, установленных на одном элементе энергосистемы, при коротких замыканиях на смежных элементах энергосистемы, если на указанных смежных элементах отказали устройства релейной защиты (далее - дальнее резервирование). В случаях, если невозможно обеспечить дальнее резервирование из-за недостаточной чувствительности защит к короткому замыканию на смежных элементах энергосистемы, на указанных элементах обеспечивается ближнее резервирование путем установки дополнительной защиты, действующей при отказе (выводе из работы) защит соответствующего элемента энергосистемы.

При невозможности обеспечить дальнее резервирование линий электропередачи классом напряжения 330 киловольт и выше из-за недостаточной чувствительности защит к короткому замыканию на них на указанных линиях электропередачи дополнительно к устройствам релейной защиты, указанным в пункте 149 настоящих Правил, устанавливается 3-е устройство релейной защиты, обеспечивающее ближнее резервирование функций релейной защиты.

151. Для каждого выключателя напряжением 110 киловольт и выше и выключателей генераторов, установленных на генераторном напряжении 6 киловольт и выше, предусматривается резервирование отказа выключателя.

152. Противоаварийная автоматика, применяемая в энергосистеме, обеспечивает выполнение следующих функций противоаварийного управления:

предотвращение нарушения устойчивости;

ликвидация асинхронных режимов;

ограничение снижения или повышения частоты;

ограничение снижения или повышения напряжения;

предотвращение недопустимых перегрузок оборудования.

153. Допускается подключение под действие противоаварийной автоматики энергопринимающих установок потребителей электрической энергии всех категорий надежности электроснабжения независимо от уровня напряжения и мощности таких установок.

154. Владельцы объектов электроэнергетики обеспечивают проверку комплексов и устройств противоаварийной автоматики, устанавливаемых на принадлежащих им объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках, на заданную функциональность в порядке, установленном правилами технического обслуживания комплексов и устройств релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

155. При получении в пределах установленного интервала времени (интервала одновременности) на объекте электроэнергетики команд противоаварийной и режимной автоматики на реализацию разных видов управляющих воздействий на одном и том же оборудовании реализуется команда противоаварийной автоматики.

156. Функция предотвращения нарушения устойчивости выполняется противоаварийной автоматикой, организованной по иерархическому принципу и состоящей из одного или нескольких следующих уровней:

уровень объединенной или территориальной энергосистемы - централизованная система противоаварийной автоматики;

уровень объектов электроэнергетики - локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости.

Централизованная система противоаварийной автоматики используется для предотвращения нарушения устойчивости энергосистемы (части энергосистемы) и предотвращения недопустимых токовых перегрузок линий электропередачи и оборудования путем циклического расчета в программно-технических комплексах управляющих воздействий в зависимости от актуального состояния энергосистемы и передачи их в устройства локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости, устанавливаемые на объектах электроэнергетики. Программно-технические комплексы централизованной системы противоаварийной автоматики устанавливаются только в диспетчерских центрах субъекта оперативно-диспетчерского управления.

Локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости используется для предотвращения нарушения статической устойчивости и динамической устойчивости генераторов электростанций, двигательной нагрузки потребителей электрической энергии, контролируемого сечения, энергорайона и предотвращения недопустимых токовых перегрузок линий электропередачи и оборудования. Устройства локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости устанавливаются на объектах электроэнергетики и предусматривают возможность работы в автономном режиме и (или) в качестве низового устройства централизованной системы противоаварийной автоматики.

Между каждым из низовых устройств централизованной системы противоаварийной автоматики и программно-техническим комплексом верхнего уровня централизованной системы противоаварийной автоматики организуются каналы связи в соответствии с требованиями к каналам связи для функционирования релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

Требования к построению централизованной системы противоаварийной автоматики, входящим в нее программно-техническим комплексам, устройствам локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости, их функционированию определяются субъектом оперативно-диспетчерского управления.

157. Автоматика ликвидации асинхронного режима, автоматика ограничения снижения частоты, автоматика ограничения повышения частоты, автоматика ограничения снижения напряжения, автоматика ограничения повышения напряжения, автоматика ограничения перегрузки оборудования выполняются в виде локальной противоаварийной автоматики.

158. Не допускается аппаратное совмещение в одном устройстве функции локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости с другими функциями противоаварийной автоматики, обеспечивающими живучесть энергосистемы, и с функциями релейной защиты.

В случаях, предусмотренных требованиями к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 киловольт и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, не допускается применение одного устройства релейной защиты и автоматики для осуществления функций релейной защиты совместно с иными функциями противоаварийной автоматики.

159. Режимная автоматика, применяемая в энергосистеме, обеспечивает выполнение следующих функций автоматического режимного управления:

регулирование частоты;

регулирование перетоков активной мощности;

регулирование напряжения и реактивной мощности.

160. Все генерирующее оборудование, за исключением энергоблоков атомных электростанций с реакторными установками типа РБМК и БН, участвует в общем первичном регулировании частоты с характеристиками и настройками, установленными для общего первичного регулирования частоты.

Допустимо неучастие в общем первичном регулировании частоты генерирующего оборудования тепловых электростанций с турбинами типа Р, введенного в эксплуатацию до вступления в силу настоящих Правил, при условии оформленного владельцем этого генерирующего оборудования решения об отсутствии технической возможности участия в общем первичном регулировании частоты, согласованного с соответствующим диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления в порядке, установленном требованиями к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

Ветроэнергетические установки и фотоэлектрические солнечные модули или их группы, работающие в составе энергосистемы через один преобразователь постоянного тока или на одно распределительное устройство напряжением 10 киловольт и выше, участвуют в общем первичном регулировании частоты путем автоматического снижения выдаваемой в электрическую сеть активной мощности электростанции при увеличении частоты, осуществляемого средствами регулирования генерирующего оборудования и (или) преобразователей постоянного тока либо путем отключения части генерирующего оборудования ветровой (солнечной) электростанции.

Требования к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты утверждаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти с учетом положений настоящих Правил. Указанные требования в том числе содержат порядок подтверждения выполнения владельцами объектов электроэнергетики требований к участию генерирующего оборудования в общем первичном регулировании частоты.

161. При первичном регулировании частоты технологической автоматикой генерирующего оборудования (за исключением ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей) в пределах регулировочного диапазона активной мощности обеспечивается поддержание значения первичной мощности, определяемого действием регулятора частоты вращения турбины.

Совокупность основного оборудования и вспомогательного оборудования электростанции, его технологическая автоматика и режимы работы обеспечивают гарантированное участие генерирующего оборудования электростанции в общем первичном регулировании частоты в пределах регулировочного диапазона активной мощности при отклонении частоты, вызывающем необходимость реализации первичной мощности (на загрузку или разгрузку) величиной 10 процентов (и менее) номинальной мощности генерирующего оборудования.

Реализация генерирующим оборудованием (в том числе ветроэнергетическими установками и фотоэлектрическими солнечными модулями или их группами, работающими в составе энергосистемы через один преобразователь постоянного тока или через одно распределительное устройство напряжением 10 киловольт и выше) первичной мощности величиной более 10 процентов номинальной мощности генерирующего оборудования в пределах регулировочного диапазона, а также реализация первичной мощности за пределами регулировочного диапазона активной мощности обеспечивается с максимальными величинами и скоростью, определяемыми техническими возможностями генерирующего оборудования, режимами его работы и технологической автоматикой.

162. Автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности используется для обеспечения в энергосистеме требуемых параметров частоты и перетоков мощности, установленных разделом II настоящих Правил, снижения времени ликвидации возникающих небалансов мощности в области регулирования.

Автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности в Единой энергетической системе России организуется по иерархическому принципу и включает в себя один или несколько из следующих уровней:

центральная координирующая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности уровня Единой энергетической системы России;

централизованные системы автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности уровня объединенных энергосистем;

централизованные системы автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности уровня территориальных энергосистем.

163. В состав центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности и централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности входят:

управляющие вычислительные комплексы, устанавливаемые в диспетчерских центрах субъекта оперативно-диспетчерского управления;

устройства автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности, устанавливаемые на электростанциях, подключенных к центральной координирующей системе автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности и централизованным системам автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;

специально организованные каналы связи для взаимодействия управляющих вычислительных комплексов и указанных станционных устройств автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности.

Требования к построению центральной координирующей системы автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности и централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности, входящим в указанные системы управляющим вычислительным комплексам и станционным устройствам автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности, их функционированию определяются субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Каналы связи для взаимодействия управляющих вычислительных комплексов и станционных устройств автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности должны соответствовать требованиям к каналам связи для функционирования релейной защиты и автоматики, утвержденным уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

164. При использовании гидроагрегатов в автоматическом вторичном регулировании частоты и перетоков активной мощности соблюдаются требования, установленные разделом VI настоящих Правил.

165. Автоматика регулирования напряжения и реактивной мощности используется для поддержания уровней напряжения на объектах электроэнергетики и у потребителей в диапазоне допустимых значений и обеспечения требований к устойчивости энергосистем и устойчивости нагрузки потребителей и выполняется в виде локальной автоматики.

166. Генераторы (за исключением ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей) и синхронные компенсаторы оборудуются автоматическими регуляторами возбуждения.

Автоматические регуляторы возбуждения обеспечивают поддержание напряжения на выводах генератора или на шинах распределительного устройства электростанции с заданным статизмом.

В системах возбуждения генераторов и синхронных компенсаторов реализуется функция релейной форсировки возбуждения.

На генераторах мощностью 60 мегаватт и более и синхронных компенсаторах мощностью 100 мегавар и более устанавливаются быстродействующие системы возбуждения с автоматическими регуляторами возбуждения сильного действия с кратностью форсировки не менее 2.

Системы возбуждения генераторов мощностью 60 мегаватт и более, а также системы возбуждения генераторов меньшей мощности в случае, если системы возбуждения таких генераторов имеют в своем составе автоматические регуляторы возбуждения сильного действия, должны соответствовать требованиям к системам возбуждения и автоматическим регуляторам возбуждения сильного действия синхронных генераторов, утвержденным уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

167. Управляемые устройства компенсации реактивной мощности (статические тиристорные компенсаторы, управляемые шунтирующие реакторы, статические компенсаторы реактивной мощности, объединенные регуляторы потоков мощности) оснащаются автоматическими регуляторами напряжения и реактивной мощности.

Алгоритмы и настройки регуляторов управляемых устройств компенсации реактивной мощности обеспечивают (в диапазоне располагаемой реактивной мощности устройств компенсации) устойчивое регулирование параметров электроэнергетического режима (напряжение, реактивная мощность) при отклонении контролируемых параметров электроэнергетического режима от заданных значений.

168. В энергосистеме осуществляется регистрация аварийных событий и процессов с использованием регистраторов аварийных событий и процессов (независимых устройств и функций, реализуемых в терминалах релейной защиты и автоматики в составе автоматизированных систем управления технологическими процессами объектов электроэнергетики), а также устройств системы мониторинга переходных режимов.

Автономные регистраторы аварийных событий устанавливаются на объектах электроэнергетики высшим классом напряжения 110 киловольт и выше, за исключением объектов электроэнергетики высшим классом напряжения 110 киловольт, не оборудованных выключателями на стороне напряжением 110 киловольт, а также объектов электроэнергетики высшим классом напряжения 110 киловольт, присоединенных к энергосистеме по линиям электропередачи классом напряжения 110 киловольт с односторонним питанием.

169. Эксплуатация комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме осуществляется с соблюдением требований, установленных пунктами 170 - 175 настоящих Правил.

170. В отношении всех комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики независимо от класса напряжения объектов электроэнергетики, на которых они установлены, обеспечивается (с соблюдением требований настоящего раздела) выполнение комплекса технических и организационных мероприятий по поддержанию релейной защиты и автоматики в режиме постоянной готовности к использованию по назначению, включающего:

оперативное обслуживание комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики;

техническое обслуживание устройств релейной защиты и автоматики и функционально связанных с ними вторичных цепей и иного вторичного оборудования (далее - техническое обслуживание устройств релейной защиты и автоматики);

расчет, выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, а также их реализацию на объектах электроэнергетики.

171. Оперативное обслуживание комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, являющихся объектами диспетчеризации, осуществляется их владельцами с учетом распределения комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики по способу диспетчерского (технологического) управления и диспетчерского (технологического) ведения и в соответствии с требованиями, установленными диспетчерскими центрами в утверждаемых ими инструкциях по обслуживанию комплексов и устройств релейной защиты и автоматики.

При оперативном обслуживании комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики диспетчерский персонал диспетчерского центра (оперативный персонал центра управления), в диспетчерском (технологическом) управлении или диспетчерском (технологическом) ведении которого находятся комплексы релейной защиты и автоматики и устройства релейной защиты и автоматики, осуществляет контроль соответствия режима работы и эксплуатационного состояния комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики схемам первичных соединений объектов электроэнергетики и технологическим режимам работы линий электропередачи и оборудования. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 27.12.2024 № 1937)

Оперативный персонал объекта электроэнергетики осуществляет контроль соответствия эксплуатационного состояния устройств релейной защиты и автоматики схемам первичных соединений объекта электроэнергетики, фиксирует факты срабатывания устройств релейной защиты и автоматики и передает необходимую информацию персоналу, в диспетчерском (технологическом) управлении или диспетчерском (технологическом) ведении которого находятся соответствующие комплексы релейной защиты и автоматики и устройства релейной защиты и автоматики.

Работы в устройствах релейной защиты и автоматики выполняются персоналом, прошедшим обучение, проверку знаний и получившим допуск к самостоятельной работе на соответствующих устройствах релейной защиты и автоматики.

172. Техническое обслуживание устройств релейной защиты и автоматики проводится в соответствии с графиками технического обслуживания устройств релейной защиты и автоматики, формируемыми и утверждаемыми в соответствии с требованиями раздела IV настоящих Правил.

При выборе вида организации технического обслуживания, определении периодичности проведения, планировании и осуществлении технического обслуживания устройств релейной защиты и автоматики владельцы объектов электроэнергетики обязаны соблюдать правила технического обслуживания устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденные уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

Работы по техническому обслуживанию устройства релейной защиты и автоматики выполняются только при наличии у обслуживающего персонала рабочей программы вывода из работы (ввода в работу) устройства релейной защиты и автоматики (для сложных устройств релейной защиты и автоматики), исполнительных схем устройства релейной защиты и автоматики, протокола проверки устройства релейной защиты и автоматики, а также параметров настройки (уставок) устройства релейной защиты и автоматики.

173. Диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления, владельцы объектов электроэнергетики обеспечивают расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в соответствии с распределением функций, установленным правилами взаимодействия субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии при подготовке, выдаче и выполнении заданий по настройке устройств релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

Распределение функций по выполнению расчетов, выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики между диспетчерскими центрами и владельцами объектов электроэнергетики, в состав которых входят объекты диспетчеризации, устанавливается утверждаемыми диспетчерскими центрами перечнями устройств релейной защиты и автоматики, для которых диспетчерские центры выполняют указанные функции.

В случае если для выполнения диспетчерским центром функций по расчету, выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики требуется согласование соответствующих параметров настройки (уставок) с параметрами настройки (уставками) устройств релейной защиты и автоматики, выбираемыми владельцами объектов электроэнергетики, диспетчерский центр также включает эти параметры настройки (уставки) устройств релейной защиты и автоматики в указанный перечень. Согласование диспетчерскими центрами параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств релейной защиты и автоматики, расчет и выбор которых проводятся владельцами объектов электроэнергетики, в состав которых входят объекты диспетчеризации, осуществляется в соответствии с правилами взаимодействия субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии при подготовке, выдаче и выполнении заданий по настройке устройств релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

Указанные правила определяют требования к заданиям диспетчерских центров и заданиям владельцев объектов электроэнергетики по настройке устройств релейной защиты и автоматики, составу, порядку и срокам представления документов и информации, необходимых для расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств релейной защиты и автоматики, порядку выполнения заданий по настройке устройств релейной защиты и автоматики на объектах электроэнергетики, порядку и срокам представления отчетов о выполнении заданий по настройке устройств релейной защиты и автоматики и иной документации по устройствам релейной защиты и автоматики в диспетчерские центры, наличию и хранению документации по релейной защите и автоматике диспетчерскими центрами и владельцами объектов электроэнергетики.

В случае если на дату вступления в силу настоящих Правил функции по расчету и выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, возложенные на владельцев объектов электроэнергетики, или их часть выполняются субъектом оперативно-диспетчерского управления, владелец соответствующего объекта электроэнергетики обязан разработать и согласовать с субъектом оперативно-диспетчерского управления план-график мероприятий по обеспечению его готовности к приемке и самостоятельному выполнению указанных функций и обеспечить выполнение указанного плана-графика в установленные им сроки, но не позднее 24 календарных месяцев со дня вступления в силу настоящих Правил.

174. Реализация параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования в комплексах релейной защиты и автоматики и устройствах релейной защиты и автоматики независимо от класса напряжения объектов электроэнергетики, на которых они установлены, осуществляется по заданию диспетчерского центра субъекта оперативно-диспетчерского управления или иного субъекта электроэнергетики, осуществляющего в соответствии с установленным распределением функций расчет и выбор параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики (далее - задание по настройке устройства релейной защиты и автоматики).

Владельцы объектов электроэнергетики, получившие задания по настройке устройств релейной защиты и автоматики, обязаны выполнить указанные задания в установленные в этих заданиях сроки.

Выполнение задания диспетчерского центра по настройке устройства релейной защиты и автоматики на объекте электроэнергетики осуществляется на основании задания владельца этого объекта электроэнергетики по настройке устройства релейной защиты и автоматики, содержащего в том числе параметры настройки (уставки) и алгоритмы функционирования, заданные диспетчерским центром в соответствии с абзацем первым настоящего пункта.

В отношении комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, функции по расчету и выбору параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования которых выполняются субъектом оперативно-диспетчерского управления, владельцы объектов электроэнергетики обязаны представить в диспетчерские центры документы и информацию, необходимые для расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования устройств релейной защиты и автоматики.

О выполнении задания по настройке релейной защиты и автоматики владельцы объектов электроэнергетики обязаны в письменной форме уведомить субъекта оперативно-диспетчерского управления или иного субъекта электроэнергетики, выдавшего соответствующее задание, и представить ему исполнительные схемы устройств релейной защиты и автоматики, а в отношении микропроцессорных устройств релейной защиты и автоматики - также файлы параметрирования, содержащие данные о настройке указанных устройств релейной защиты и автоматики.

175. Субъекты оперативно-диспетчерского управления и владельцы объектов электроэнергетики независимо от их класса напряжения обязаны осуществлять технический учет комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики и реализованных в них функций релейной защиты и автоматики, проводить анализ функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики и разрабатывать мероприятия по повышению надежности их работы и устранению причин неправильного функционирования релейной защиты и автоматики в соответствии с правилами технического учета и анализа функционирования релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

Владельцы объектов электроэнергетики направляют результаты технического учета, анализа функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики линий электропередачи и оборудования напряжением 110 киловольт и выше, относящихся к объектам диспетчеризации, а также сведения о работе комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления в соответствии с формами, в сроки и порядке, которые установлены правилами технического учета и анализа функционирования релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

На основании результатов технического учета и анализа функционирования принадлежащих им комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики владельцы объектов электроэнергетики разрабатывают и реализуют мероприятия по устранению причин неправильной работы устройств (комплексов) релейной защиты и автоматики и реализованных в них функций релейной защиты и автоматики на принадлежащих им объектах электроэнергетики.

Диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления на основании анализа работы комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, относящихся к объектам диспетчеризации, вправе выдать владельцам объектов электроэнергетики задания, которые являются для них обязательными, по устранению причин неправильного функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, изменению параметров настройки и алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики. Порядок выдачи и выполнения указанных заданий определяется правилами технического учета и анализа функционирования устройств релейной защиты и автоматики, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

176. Создание (модернизация) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме осуществляется:

при технологическом присоединении объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок к электрическим сетям;

при строительстве (реконструкции) объектов электроэнергетики, не требующем технологического присоединения;

по заданиям диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления, выдаваемым в случаях, указанных в пункте 178 настоящих Правил.

Создание (модернизация) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме осуществляется с соблюдением требований, установленных пунктами 177 - 181 настоящих Правил.

177. В случае если в рамках реализации мероприятий по технологическому присоединению объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки к электрическим сетям, строительства (реконструкции) объекта электроэнергетики, не требующего технологического присоединения к электрическим сетям, требуется выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики на смежных или иных технологически связанных объектах электроэнергетики, принадлежащих другим лицам (далее - смежные объекты электроэнергетики), сетевая организация, владелец строящегося (реконструируемого) объекта электроэнергетики и владельцы смежных объектов электроэнергетики урегулируют между собой отношения по выполнению работ по созданию (модернизации) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики на принадлежащих им объектах.

При этом сетевая организация, владелец строящегося (реконструируемого) объекта электроэнергетики обязаны разработать и согласовать техническое задание на разработку проектной документации, проектную документацию на создание (модернизацию) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики и сроки выполнения работ по созданию (модернизации) релейной защиты и автоматики на смежных объектах с владельцами смежных объектов электроэнергетики, а в случаях, определенных в соответствии с пунктом 180 настоящих Правил, также с субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Сетевая организация, владелец строящегося (реконструируемого) объекта электроэнергетики, владельцы смежных объектов электроэнергетики обязаны каждый в отношении принадлежащих им объектов электроэнергетики на основании проектной документации по релейной защите и автоматике разработать и в случаях, определенных в соответствии с пунктом 180 настоящих Правил, согласовать с субъектом оперативно-диспетчерского управления рабочую документацию по релейной защите и автоматике, а также обеспечить выполнение работ по созданию (модернизации) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в согласованные сроки, но не позднее чем за 2 месяца до ввода объекта электроэнергетики (энергопринимающей установки) в работу в составе энергосистемы.

До начала разработки рабочей документации по релейной защите и автоматике для функционально связанных устройств релейной защиты и автоматики, устанавливаемых на смежных объектах электроэнергетики, владельцы этих объектов электроэнергетики определяют и согласовывают между собой конкретные типы и состав устройств релейной защиты и автоматики. Состав комплекса релейной защиты и автоматики линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики, которые относятся (будут относиться) к объектам диспетчеризации, согласуется с диспетчерским центром.

178. В случае если создание (модернизация) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики требуется для обеспечения функционирования релейной защиты, сетевой, противоаварийной или режимной автоматики в актуальных или прогнозируемых на период до 5 лет включительно электроэнергетических режимах энергосистемы в соответствии с требованиями настоящих Правил или иных нормативных правовых актов Российской Федерации, регулирующих отношения в сфере электроэнергетики, диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления вправе выдать распоряжение, содержащее задание на создание (модернизацию) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики (далее - задание на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики) и сроки его выполнения, являющееся обязательным для исполнения владельцами объектов электроэнергетики и потребителями, участвующими в противоаварийном управлении.

В указанном случае диспетчерский центр вправе разработать техническую документацию на создание (модернизацию) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме и направить ее для исполнения соответствующим владельцам объектов электроэнергетики и потребителям, участвующим в противоаварийном управлении, в качестве задания на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики.

Указываемый в задании на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики срок его выполнения определяется диспетчерским центром с учетом угрозы наступления последствий, связанных с невыполнением требований к функционированию комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, но не должен составлять менее 30 календарных дней со дня выдачи задания на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики.

При получении от диспетчерского центра задания на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики владелец объекта электроэнергетики или потребитель, участвующий в противоаварийном управлении, осуществляет разработку технического задания на разработку проектной документации, проектной и рабочей документации по релейной защите и автоматике (в случае одностадийного проектирования - разработку рабочей документации по релейной защите и автоматике) для принадлежащего ему объекта электроэнергетики (энергопринимающей установки), согласование указанной документации и сроков выполнения работ (в пределах срока, установленного в задании на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики) с владельцами смежных объектов электроэнергетики и субъектом оперативно-диспетчерского управления в случаях, определенных в соответствии с пунктом 180 настоящих Правил, и выполняет реализацию проектных решений по созданию (модернизации) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики.

Владельцы объектов электроэнергетики и потребители, участвующие в противоаварийном управлении, получившие от диспетчерского центра задания на создание (модернизацию) релейной защиты и автоматики, предоставляют ему информацию об их фактическом исполнении в установленных диспетчерским центром формах и установленные сроки.

Средства, необходимые для разработки проектной, рабочей документации по релейной защите и автоматике и реализации проектов создания (модернизации) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики по заданиям диспетчерских центров, учитываются соответствующими владельцами объектов электроэнергетики при формировании (согласовании) в установленном порядке инвестиционных программ на соответствующий период, за исключением случаев, когда такие расходы несет системный оператор в соответствии с Правилами отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 3 марта 2010 г. № 117 "О порядке отбора субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, оказывающих услуги по обеспечению системной надежности, и оказания таких услуг, а также об утверждении изменений, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации по вопросам оказания услуг по обеспечению системной надежности".

179. Владельцы строящихся (реконструируемых) объектов электроэнергетики и объектов электроэнергетики, на которых осуществляется создание (модернизация) комплексов релейной защиты и автоматики или устройств релейной защиты и автоматики, обязаны предоставить в соответствующий диспетчерский центр на согласование рабочую документацию по комплексам релейной защиты и автоматики и устройствам релейной защиты и автоматики, которые будут отнесены к объектам диспетчеризации.

180. Порядок взаимодействия владельцев объектов электроэнергетики между собой и с диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского управления при создании (модернизации) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики в случаях, указанных в пунктах 176 - 179 настоящих Правил, в том числе требования к разработке, основания, порядок и сроки согласования технического задания, проектной и рабочей документации на создание (модернизацию) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики и сроков выполнения работ с владельцами смежных объектов электроэнергетики и субъектом оперативно-диспетчерского управления, определяются правилами создания (модернизации) комплексов и устройств релейной защиты и автоматики в энергосистеме, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

181. При создании (модернизации) комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики владельцы объектов электроэнергетики, в отношении устройств релейной защиты и автоматики которых расчет и выбор или согласование параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования осуществляется диспетчерским центром, обязаны представить в диспетчерский центр информацию и документы, необходимые для расчета и выбора параметров настройки (уставок) и алгоритмов функционирования комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, а также для подготовки оперативной и инструктивной документации по комплексам релейной защиты и автоматики и устройствам релейной защиты и автоматики, отнесенным к объектам диспетчеризации диспетчерского центра, в соответствии с пунктом 174 настоящих Правил и правилами предоставления информации.

Настройка вновь вводимых (модернизированных) комплексов и устройств релейной защиты и автоматики осуществляется в порядке, установленном пунктом 174 настоящих Правил.

VIII. Общие требования к планированию (проектированию) развития энергосистемы, входящих в нее объектов и вводу новых (реконструированных) объектов в работу в составе энергосистемы

182. Разработка документов перспективного развития электроэнергетики осуществляется в соответствии с Правилами разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2022 г. № 2556 "Об утверждении Правил разработки и утверждения документов перспективного развития электроэнергетики, изменении и признании утратившими силу некоторых актов и отдельных положений некоторых актов Правительства Российской Федерации".

При разработке документов перспективного развития электроэнергетики, прогнозировании потребления электрической энергии и мощности энергосистемы на перспективный период, определении технических условий для технологического присоединения объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок к электрическим сетям, разработке схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, определении технических решений при строительстве (реконструкции) объектов электроэнергетики, в том числе в рамках подготовки проектной документации на строительство (реконструкцию) объектов электроэнергетики, разработке мероприятий, необходимых для устранения причин, по которым вывод из эксплуатации линии электропередачи, оборудования и (или) устройств объекта электроэнергетики невозможен, разработке иных документов, направленных на технико-экономическое обоснование строительства (реконструкции) объектов электроэнергетики, должны соблюдаться требования к планированию развития энергосистемы, установленные настоящими Правилами и разработанными в соответствии с ними методическими указаниями по проектированию развития энергосистем, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

(Пункт в редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

183. При планировании развития электрических сетей, определении основных характеристик вновь вводимого (реконструируемого, модернизируемого) оборудования объектов электроэнергетики, разработке технических условий, проектной и рабочей документации на строительство (реконструкцию) объектов электроэнергетики, технологическое присоединение объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок к электрическим сетям наряду с положениями настоящего раздела Правил должны соблюдаться:

положения разделов II, III, VI и VII настоящих Правил;

требования, установленные методическими указаниями по технологическому проектированию линий электропередачи классом напряжения 35 - 750 киловольт, методическими указаниями по технологическому проектированию подстанций переменного тока с высшим напряжением 35 - 750 киловольт, методическими указаниями по технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций, методическими указаниями по технологическому проектированию тепловых электростанций, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти. (В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556, от 24.07.2024 № 1000)

Указанные в абзаце третьем настоящего пункта методические указания по технологическому проектированию должны содержать требования к определению при разработке проектной документации технических и технологических решений, обеспечивающих возможность использования проектируемых объектов электроэнергетики по их функциональному назначению и их надежной и безопасной работы в составе энергосистемы, в том числе решений по составу и выбору оборудования, его компоновке, определению электрических схем, оснащению объекта системами и устройствами технологического управления, релейной защиты и автоматики, телемеханики и связи, обеспечению работоспособности, надежности и живучести объекта электроэнергетики.

184. Разработка балансов электрической энергии энергосистемы и балансов мощности энергосистемы на перспективный период осуществляется для синхронных зон, технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и отдельных энергорайонов в соответствии с методическими указаниями по проектированию развития энергосистем, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, с соблюдением требований пункта 186 настоящих Правил. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

185. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

186. При разработке балансов электрической энергии и балансов мощности на перспективный период:

абзац; (Утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

показатели выработки электрической энергии гидроэлектростанций определяются с учетом данных о среднемноголетней за период нормальной эксплуатации электростанции величине годовой выработки электрической энергии (при отсутствии данных - по проектной среднемноголетней выработке электрической энергии), а для строящихся гидроэлектростанций - в соответствии с проектными данными с учетом планируемых сроков ввода в работу гидроагрегатов и диспетчерских графиков наполнения водохранилищ;

показатели выработки электрической энергии атомных электростанций определяются с учетом предложений их владельцев по выводу в плановый ремонт энергоблоков атомных электростанций;

объемы экспорта (импорта) электрической энергии принимаются на основании предложений организаций, осуществляющих экспортно-импортные операции по купле-продаже электрической энергии и мощности, по гарантированным объемам поставок, подтвержденных заключенными договорами.

187. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

188. Объем технических решений по выдаче мощности строящейся, реконструируемой электростанции (кроме электростанций, указанных в абзаце втором настоящего пункта) обеспечивает в нормальной схеме, ремонтных схемах и при нарушениях (возмущениях) в указанных схемах, определяемых в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, выдачу всей располагаемой мощности электростанции с учетом отбора нагрузки на собственные нужды на всех этапах (очередях) сооружения электростанции. При разработке указанных технических решений применение противоаварийного управления с действием на отключение генерирующего оборудования при нормативных возмущениях в нормальной схеме не допускается, за исключением противоаварийного управления для обеспечения динамической устойчивости. При возмущениях в ремонтных схемах допускается применение противоаварийного управления.

Объем технических решений по выдаче мощности строящейся (реконструируемой) солнечной электростанции, ветровой электростанции, а также гидравлической электростанции установленной генерирующей мощностью менее 25 мегаватт, не располагающей регулирующей емкостью водохранилища или располагающей водохранилищем суточного регулирования стока воды, позволяющим обеспечить только внутрисуточное регулирование стока воды с целью обеспечения непрерывной работы такой гидравлической электростанции с максимально возможной в текущих условиях мощностью в течение периода длительностью менее 24 часов, обеспечивает в нормальной схеме выдачу максимальной располагаемой мощности электростанции на всех этапах (очередях) сооружения электростанции. При разработке указанных технических решений при возмущениях в нормальной схеме, определяемых в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти, допускается применение противоаварийного управления.

Допускается выдача мощности солнечной электростанции, ветровой электростанции или гидравлической электростанции, соответствующей признакам, указанным в абзаце втором настоящего пункта, по одной отходящей от шин электростанции линии электропередачи классом напряжения 110 (154) киловольт и ниже.

Технические решения по выдаче мощности электростанций дополнительно должны соответствовать требованиям, содержащимся в методических указаниях по проектированию развития энергосистем, утвержденных уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

(Пункт в редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

189. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

190. При проектировании строительства (реконструкции) объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок не допускается:

присоединение объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок ответвлениями (отпайками) к линиям электропередачи классом напряжения 330 киловольт и выше. Возможность и условия присоединения объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок ответвлениями (отпайками) к линиям электропередачи классом напряжения 220 киловольт и ниже определяются в соответствии с методическими указаниями по проектированию развития энергосистем, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти; (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

присоединение энергопринимающих установок посторонних потребителей к шинам распределительных устройств собственных нужд электростанции, за исключением случаев отсутствия в соответствующей местности распределительной электрической сети напряжением 20 киловольт и ниже.

191. В указанных в абзаце третьем пункта 190 настоящих Правил случаях отсутствия в соответствующей местности распределительной электрической сети напряжением 20 киловольт и ниже:

присоединение энергопринимающих установок потребителей к шинам распределительных устройств собственных нужд электростанции осуществляется только при условии выполнения необходимых технических мероприятий (включая применение схемных решений, соответствующих устройств релейной защиты, сетевой и противоаварийной автоматики), направленных на обеспечение надежности функционирования собственных нужд электростанции;

присоединение энергопринимающих установок потребителей к шинам распределительных устройств собственных нужд, к которым присоединены электроприемники ответственных механизмов блочных и общестанционных собственных нужд, не допускается.

192. Для фактического присоединения к энергосистеме построенных (реконструированных) объектов электроэнергетики независимо от их класса напряжения и мощности и обеспечения возможности фактического приема (подачи) напряжения и мощности на них (постановки их под нагрузку), в том числе для целей проведения пусконаладочных работ, включения нового (модернизированного) энергетического оборудования или электротехнического оборудования, комплексов релейной защиты и автоматики и устройств релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления в работу в составе энергосистемы, владельцы таких объектов электроэнергетики, оборудования и устройств обязаны:

до подачи соответствующей диспетчерской (оперативной) заявки обеспечить проведение проверки выполнения мероприятий и технологических требований, обеспечивающих работу соответствующих объектов электроэнергетики, оборудования и устройств в составе энергосистемы, в соответствии с Правилами технологического присоединения к электрическим сетям, а в случае строительства (реконструкции) объектов электроэнергетики, установки (замены, модернизации) их оборудования и устройств за рамками процедуры технологического присоединения либо необходимости включения в работу линии электропередачи и (или) электротехнического оборудования, мероприятия по строительству (реконструкции, монтажу) и вводу в эксплуатацию которого не выделены в отдельный этап технических условий на технологическое присоединение или отдельный этап реализации проекта, - в соответствии с правилами ввода объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств в работу в составе энергосистемы, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти;

обеспечить проведение в отношении вводимого объекта электроэнергетики индивидуальных испытаний оборудования, функциональных испытаний отдельных технологических систем, пробных пусков и комплексного опробования, а для генерирующего оборудования также проведение комплексных испытаний такого оборудования и определение его параметров и характеристик в соответствии с правилами проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти;

разработать и представить на согласование субъекту оперативно-диспетчерского управления проект нормальной схемы электрических соединений объекта электроэнергетики (в случае поэтапного ввода объекта в эксплуатацию - временной нормальной схемы электрических соединений объекта электроэнергетики), в состав которого входят объекты диспетчеризации, а также направить субъекту оперативно-диспетчерского управления указанную схему после ее утверждения;

согласовать с субъектом оперативно-диспетчерского управления программы испытаний (в том числе комплексных), пробных пусков и комплексного опробования оборудования объекта электроэнергетики, для проведения которых требуется изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, а также предоставить субъекту оперативно-диспетчерского управления информацию о результатах проведенных испытаний, включая скорректированные технические характеристики оборудования и устройств вводимого в работу объекта электроэнергетики;

обеспечить при вводе в работу новых (модернизированных) устройств релейной защиты и автоматики выполнение положений раздела VII настоящих Правил;

представить субъекту оперативно-диспетчерского управления информацию и документы, указанные в настоящем пункте, и иную информацию, необходимую для расчетов электрических режимов сети, расчетов устойчивости, токов короткого замыкания, подготовки инструктивной и оперативной документации по линиям электропередачи, оборудованию и устройствам, относящимся к объектам диспетчеризации, в соответствии с правилами предоставления информации;

обеспечить разработку, актуализацию и подписание (утверждение) указанной в пунктах 48 и 139 настоящих Правил документации в отношении вводимого в работу объекта электроэнергетики, его оборудования и устройств; (Дополнение абзацем - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

выполнить иные требования и мероприятия по вводу в работу в составе энергосистемы линий электропередачи, оборудования и устройств объектов электроэнергетики, предусмотренные правилами ввода объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств в работу в составе энергосистемы и правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утверждаемыми уполномоченным федеральным органом исполнительной власти. (Дополнение абзацем - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

193. Предусмотренная абзацем вторым пункта 192 настоящих Правил проверка выполнения мероприятий и технологических требований, обеспечивающих работу соответствующих объектов электроэнергетики, оборудования и устройств в составе энергосистемы, проводится:

в отношении объектов электроэнергетики и энергопринимающих устройств, технические условия на технологическое присоединение которых подлежат в соответствии с Правилами технологического присоединения к электрическим сетям согласованию с субъектом оперативно-диспетчерского управления, линий электропередачи и электротехнического оборудования напряжением 110 киловольт и выше, а также оборудования и устройств релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления объектов электроэнергетики, относящихся к объектам диспетчеризации, - с участием субъекта оперативно-диспетчерского управления;

в отношении иных объектов электроэнергетики - с участием сетевой организации, к объектам электросетевого хозяйства которой осуществляется присоединение таких объектов (устройств).

194. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

195. Правила ввода объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств в работу в составе энергосистемы утверждаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти и содержат порядок взаимодействия субъектов электроэнергетики, потребителей электрической энергии между собой и с диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского управления при вводе в работу в составе энергосистемы построенных (реконструированных, модернизированных, технически перевооруженных) объектов электроэнергетики, нового (модернизированного) оборудования и устройств, порядок и сроки разработки (актуализации, представления), согласования и подписания (утверждения) документов, указанных в пунктах 192 и 193 настоящих Правил, а также порядок проверки выполнения мероприятий и технических требований, обеспечивающих работу объектов электроэнергетики, оборудования и устройств в составе энергосистемы. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 30.12.2022 № 2556)

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 1 к Правилам технологического функционирования электроэнергетических систем

ПЕРЕЧЕНЬ объединенных энергосистем и образующих их территориальных энергосистем, входящих в Единую энергетическую систему России

(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 08.12.2018 № 1496, от 29.07.2023 № 1230)

I. Объединенная энергосистема Центра

1. Энергосистема Белгородской области.

2. Энергосистема Брянской области.

3. Энергосистема Владимирской области.

4. Энергосистема Вологодской области.

5. Энергосистема Воронежской области.

6. Энергосистема Ивановской области.

7. Энергосистема Калужской области.

8. Энергосистема Костромской области.

9. Энергосистема Курской области.

10. Энергосистема Липецкой области.

11. Энергосистема г. Москвы и Московской области.

12. Энергосистема Орловской области.

13. Энергосистема Рязанской области.

14. Энергосистема Смоленской области.

15. Энергосистема Тамбовской области.

16. Энергосистема Тверской области.

17. Энергосистема Тульской области.

18. Энергосистема Ярославской области.

II. Объединенная энергосистема Юга

1. Энергосистема Астраханской области.

2. Энергосистема Волгоградской области.

3. Энергосистема Республики Дагестан.

4. Энергосистема Республики Адыгея и Краснодарского края.

5. Энергосистема Республики Калмыкия.

6. Энергосистема Ростовской области.

7. Энергосистема Республики Ингушетия.

8. Энергосистема Кабардино-Балкарской Республики.

9. Энергосистема Карачаево-Черкесской Республики.

10. Энергосистема Республики Северная Осетия - Алания.

11. Энергосистема Чеченской Республики.

12. Энергосистема Ставропольского края.

13. Энергосистема Республики Крым и г. Севастополя.

14. Энергосистема Донецкой Народной Республики. (Дополнение пунктом - Постановление Правительства Российской Федерации от 29.07.2023 № 1230)

15. Энергосистема Луганской Народной Республики. (Дополнение пунктом - Постановление Правительства Российской Федерации от 29.07.2023 № 1230)

16. Энергосистема Херсонской области. (Дополнение пунктом - Постановление Правительства Российской Федерации от 29.07.2023 № 1230)

17. Энергосистема Запорожской области. (Дополнение пунктом - Постановление Правительства Российской Федерации от 29.07.2023 № 1230)

III. Объединенная энергосистема Северо-Запада

1. Энергосистема Архангельской области и Ненецкого автономного округа.

2. Энергосистема Калининградской области.

3. Энергосистема Республики Карелия.

4. Энергосистема Мурманской области.

5. Энергосистема г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области.

6. Энергосистема Новгородской области.

7. Энергосистема Псковской области.

8. Энергосистема Республики Коми.

IV. Объединенная энергосистема Средней Волги

1. Энергосистема Республики Марий Эл.

2. Энергосистема Республики Мордовия.

3. Энергосистема Нижегородской области.

4. Энергосистема Пензенской области.

5. Энергосистема Самарской области.

6. Энергосистема Саратовской области.

7. Энергосистема Чувашской Республики.

8. Энергосистема Ульяновской области.

9. Энергосистема Республики Татарстан.

V. Объединенная энергосистема Урала

1. Энергосистема Республики Башкортостан.

2. Энергосистема Кировской области.

3. Энергосистема Курганской области.

4. Энергосистема Оренбургской области.

5. Энергосистема Пермского края.

6. Энергосистема Свердловской области.

7. Энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.

8. Энергосистема Удмуртской Республики.

9. Энергосистема Челябинской области.

VI. Объединенная энергосистема Сибири

1. Энергосистема Республики Алтай и Алтайского края.

2. Энергосистема Республики Бурятия.

3. Энергосистема Иркутской области.

4. Энергосистема Красноярского края и Республики Тыва.

5. Энергосистема Кемеровской области.

6. Энергосистема Новосибирской области.

7. Энергосистема Омской области.

8. Энергосистема Томской области.

9. Энергосистема Республики Хакасия.

10. Энергосистема Забайкальского края.

VII. Объединенная энергосистема Востока

1. Энергосистема Амурской области. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 08.12.2018 № 1496)

2. Энергосистема Приморского края.

3. Энергосистема Хабаровского края и Еврейской автономной области.

4. Энергосистема Республики Саха (Якутия). (Дополнение пунктом - Постановление Правительства Российской Федерации от 08.12.2018 № 1496)

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 11 к Правилам технологического функционирования электроэнергетических систем (в редакции постановления Правительства Российской Федерации от 31 января 2024 г. № 84)

ПЕРЕЧЕНЬ технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем

(В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 24.03.2026 № 307)

1. Электроэнергетическая система Чукотского автономного округа, включающая в себя:

совокупность расположенных на территории Анадырского района Чукотского автономного округа Анадырской ТЭЦ, Газомоторной ТЭЦ, Анадырской ВЭС и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики;

совокупность расположенных на территориях Билибинского и Чаунского районов Чукотского автономного округа Билибинской АЭС, Чаунской ТЭЦ, плавучей атомной теплоэлектростанции "Академик Ломоносов" и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенных на территории Нижнеколымского района Республики Саха (Якутия) линии электропередачи классом напряжения 110 кВ Встречный - Черский и иных технологически связанных с указанной линией электропередачи объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства.

2. Электроэнергетическая система Сахалинской области, включающая в себя совокупность расположенных на территориях г. Южно-Сахалинска, Углегорского, Ногликского и Холмского районов Сахалинской области Южно-Сахалинской ТЭЦ-1, Сахалинской ГРЭС, Томаринской ТЭЦ, Ногликской ГЭС, Холмской ТЭЦ и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.

3. Электроэнергетическая система Магаданской области, включающая в себя совокупность расположенных на территориях г. Магадана, Среднеканского, Сусуманского и Ягодинского районов Магаданской области Магаданской ТЭЦ, Усть-Среднеканской ГЭС, Аркагалинской ГРЭС, Колымской ГЭС и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики, а также расположенной на территории Оймяконского улуса Республики Саха (Якутия) линии электропередачи, входящей в транзит 110 кВ Аркагалинская ГРЭС - Нера Новая, и иных технологически связанных с указанной линией электропередачи объектов электросетевого хозяйства и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электросетевого хозяйства.

4. Электроэнергетическая система Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края, включающая в себя совокупность расположенных на территориях Таймырского Долгано-Ненецкого муниципального района, Туруханского района и городского округа г. Норильск Красноярского края Норильской ТЭЦ-1, Норильской ТЭЦ-2, Норильской ТЭЦ-3, Усть-Хантайской ГЭС, Курейской ГЭС и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики.

5. Электроэнергетическая система Камчатского края, включающая в себя совокупность расположенных на территориях г. Петропавловска-Камчатского, г. Вилючинска, Елизовского, Мильковского и Усть-Большерецкого районов Камчатского края Камчатской ТЭЦ-1, Камчатской ТЭЦ-2, Верхне-Мутновской ГеоЭС, Мутновской ГеоЭС-1, Толмачевской ГЭС-1, Толмачевской ГЭС-2, Толмачевской ГЭС-3 и иных работающих совместно с ними объектов по производству электрической энергии, электрических сетей, технологически связывающих указанные объекты по производству электрической энергии, и энергопринимающих установок, электроснабжение которых осуществляется от указанных объектов электроэнергетики. (В редакции Постановления Правительства Российской Федерации от 24.03.2026 № 307)

(Дополнение приложением - Постановление Правительства Российской Федерации от 07.06.2023 № 940)

___________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 2 к Правилам технологического функционирования электроэнергетических систем (в редакции постановления Правительства Российской Федерации от 9 июля 2025 г. № 1031)

НОРМАТИВНЫЕ ВЕЛИЧИНЫ минимальных коэффициентов запаса устойчивости энергосистем

Электроэнергетический режим энергосистемыМинимальный коэффициент запаса статической апериодической устойчивости по активной мощностиМинимальный коэффициент запаса статической устойчивости по напряжению

Нормальный 0,1 - в случае, если в отношении контролируемого сечения выполнены условия, предусмотренные пунктом 22.1 настоящих Правил; 0,2 - в иных случаях 0,15

Послеаварийный 0,080,1

Вынужденный 0,10,1

___________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 3 к Правилам технологического функционирования электроэнергетических систем

Величины технического минимума утилизационных парогазовых установок

Схема утилизационной парогазовой установки

Технический минимум нагрузки для нормальных условий, процентов от установленной мощности парогазовой установки

Две газотурбинные установки - одна паровая турбина 25

Три газотурбинные установки - одна паровая турбина 17

____________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 4 к Правилам технологического функционирования электроэнергетических систем

Номинальное напряжение электрической сети и наибольшее рабочее напряжение электрической сети

Номинальное напряжение электрической сети (класс напряжения), киловольт

Наибольшее рабочее напряжение электрической сети, киловольт

6

7,2

10

12

20

24

35

40,5

110

126

150

172

220

252

330

363

500

525

750

787

____________

УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. № 937

ИЗМЕНЕНИЯ, которые вносятся в акты Правительства Российской Федерации

(В редакции постановлений Правительства Российской Федерации от 08.12.2018 № 1496, от 30.01.2021 № 86, от 30.12.2022 № 2556)

1. В постановлении Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. № 854 "Об утверждении Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, № 52, ст. 5518; 2006, № 19, ст. 2094; № 37, ст. 3876; 2008, № 8, ст. 743; № 46, ст. 5343; 2010, № 12, ст. 1333; 2016, № 13, ст. 1825; 2017, № 1, ст. 178; № 11, ст. 1562):

а) абзац третий пункта 1 признать утратившим силу;

б) Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденные указанным постановлением, изложить в следующей редакции:

"УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. № 854 (в редакции постановления Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. № 937)

ПРАВИЛА оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

1. Настоящие Правила определяют порядок оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (далее - оперативно-диспетчерское управление), осуществляемого системным оператором Единой энергетической системы России и субъектами оперативно-диспетчерского управления технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем (далее - субъект оперативно-диспетчерского управления).

2. Термины и понятия, используемые в настоящих Правилах, применяются в значениях, установленных Федеральным законом "Об электроэнергетике" и Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. № 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (далее - Правила технологического функционирования электроэнергетических систем).

3. Оперативно-диспетчерское управление в энергосистеме осуществляется посредством централизованного круглосуточного и непрерывного управления эксплуатационным состоянием и взаимосвязанными технологическими режимами работы объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, образующими в совокупности электроэнергетический режим соответствующей энергосистемы. В рамках оперативно-диспетчерского управления субъект оперативно-диспетчерского управления осуществляет функции, возложенные на него законодательством Российской Федерации, регулирующим отношения в сфере электроэнергетики, и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации.

Управление технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием оборудования и устройств атомных электростанций осуществляется в соответствии с настоящими Правилами с учетом особенностей, предусмотренных законодательством Российской Федерации в области использования атомной энергии.

4. Оперативно-диспетчерское управление в пределах электроэнергетической системы осуществляется одним субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Оперативно-диспетчерское управление осуществляют:

в пределах Единой энергетической системы России - системный оператор;

в пределах технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем - субъекты оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах.

5. Территориальная электроэнергетическая система является технологически изолированной, если отсутствует технологическое соединение данной территориальной электроэнергетической системы с Единой энергетической системой России. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы и соответствующие субъекты оперативно-диспетчерского управления предусмотрены перечнем согласно приложению № 1 (далее - перечень).

Субъект оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированной территориальной электроэнергетической системе самостоятельно, без участия системного оператора, организует и осуществляет оперативно-диспетчерское управление в соответствующей энергосистеме в соответствии с настоящими Правилами, за исключением случаев, предусмотренных законодательством Российской Федерации, регулирующим отношения в сфере электроэнергетики.

6. Субъект оперативно-диспетчерского управления осуществляет функции по оперативно-диспетчерскому управлению в зоне своей диспетчерской ответственности через один или несколько диспетчерских центров, за каждым из которых закрепляет соответствующую операционную зону. Диспетчерские центры действуют от имени того субъекта оперативно-диспетчерского управления, структурными подразделениями которого они являются.

Операционная зона одного диспетчерского центра может охватывать территории нескольких субъектов Российской Федерации.

В случае если субъект оперативно-диспетчерского управления имеет только один диспетчерский центр, закрепленная за ним операционная зона должна совпадать с зоной диспетчерской ответственности субъекта оперативно-диспетчерского управления.

По решению системного оператора представление и защита его интересов по отдельным вопросам осуществления оперативно-диспетчерского управления, не связанным с управлением электроэнергетическим режимом энергосистемы, могут выполняться представительствами, создаваемыми на территории отдельных субъектов Российской Федерации, в том числе не входящих в зону диспетчерской ответственности системного оператора.

7. Субъект оперативно-диспетчерского управления:

определяет в зоне своей диспетчерской ответственности структуру диспетчерских центров, включая их уровни и соподчиненность;

распределяет между диспетчерскими центрами функции по оперативно-диспетчерскому управлению и определяет порядок взаимодействия диспетчерских центров по выполнению возложенных на них функций.

Диспетчерские центры вправе давать соответствующим нижестоящим и смежным диспетчерским центрам обязательные для исполнения диспетчерские команды и распоряжения.

8. В каждом диспетчерском центре определяются работники субъекта оперативно-диспетчерского управления (диспетчерский персонал, диспетчеры), уполномоченные при осуществлении оперативно-диспетчерского управления от имени субъекта оперативно-диспетчерского управления отдавать обязательные для исполнения диспетчерские команды и разрешения или осуществлять изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, непосредственно воздействуя на них с использованием средств дистанционного управления, при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы. Диспетчеры отдают диспетчерские команды и разрешения от имени диспетчерского центра.

В каждом диспетчерском центре определяются работники, уполномоченные при осуществлении оперативно-диспетчерского управления от имени субъекта оперативно-диспетчерского управления подписывать диспетчерские распоряжения.

9. Каждый диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления определяет линии электропередачи и оборудование электрических сетей классом напряжения 35 кВ и выше (в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах - независимо от класса напряжения), оборудование электрических станций, установленная генерирующая мощность которых составляет 5 МВт и более (в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах - независимо от величины установленной генерирующей мощности), устройства релейной защиты и автоматики, каналы связи, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, иное оборудование, расположенное на указанных объектах электроэнергетики (в том числе объектах электроэнергетики, принадлежащих потребителям электрической энергии), технологический режим работы и эксплуатационное состояние которых влияют или могут влиять на электроэнергетический режим энергосистемы в операционной зоне соответствующего диспетчерского центра и в отношении которых он осуществляет диспетчерское управление или диспетчерское ведение, и включает их в перечень объектов диспетчеризации диспетчерского центра с распределением их по способу управления (ведения).

Распределение объектов диспетчеризации по способу управления (ведения) осуществляется в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем.

Диспетчерский центр также относит к объектам диспетчеризации величину изменения объема управляющих воздействий противоаварийной или режимной автоматики, готовность оборудования к участию в регулировании частоты электрического тока, величину изменения располагаемой мощности, регулировочного диапазона по активной мощности генерирующего оборудования, изменение нагрузки потребления энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, максимальная мощность которых составляет 5 МВт или более, и иные параметры технологического режима работы оборудования объектов электроэнергетики в операционной зоне данного диспетчерского центра.

В отношении энергетического оборудования ветровых и солнечных электростанций к объектам диспетчеризации относятся группы ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей, работающих в составе энергосистемы через один преобразователь постоянного тока или на одно распределительное устройство напряжением 10 кВ и выше, а также отдельно функционирующие в составе энергосистемы ветроэнергетические установки и фотоэлектрические солнечные модули, установленная генерирующая мощность которых составляет 5 МВт и более.

Информация о включении линий электропередачи, оборудования и устройств объектов электроэнергетики, отдельных параметров технологического режима работы оборудования в операционной зоне диспетчерского центра в перечень объектов диспетчеризации с распределением их по способу управления доводится субъектом оперативно-диспетчерского управления в письменном виде до сведения соответствующих субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии.

Субъект оперативно-диспетчерского управления организует составление диспетчерскими центрами перечней объектов диспетчеризации с распределением их по способу управления (ведения).

Объект диспетчеризации, влияющий на электроэнергетический режим энергосистемы в операционной зоне диспетчерского центра и находящийся в операционной зоне другого диспетчерского центра, подлежит включению в перечень объектов диспетчеризации каждого из указанных диспетчерских центров.

10. Оперативно-диспетчерское управление осуществляется посредством отдачи диспетчерских команд, выдачи распоряжений и разрешений, путем непосредственного воздействия на технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов диспетчеризации с использованием средств дистанционного управления и путем использования противоаварийной и режимной автоматики, а также посредством реализации иных решений, действий и мероприятий в соответствии с нормативными правовыми актами Российской Федерации, регулирующими отношения в сфере электроэнергетики.

Диспетчерская команда отдается диспетчерским персоналом по каналам связи диспетчерскому персоналу нижестоящего или смежного диспетчерского центра или оперативному персоналу субъекта электроэнергетики, потребителя электрической энергии и содержит указание совершить (воздержаться от совершения) конкретное действие (действия), связанное с управлением технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии.

Диспетчерское разрешение выдается диспетчерским персоналом по каналам связи диспетчерскому персоналу другого диспетчерского центра либо оперативному персоналу субъекта электроэнергетики, потребителя электрической энергии и содержит разрешение совершить (воздержаться от совершения) конкретное действие (действия), связанное с изменением технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации.

Диспетчерское распоряжение выдается диспетчерским центром нижестоящему или смежному диспетчерскому центру, субъекту электроэнергетики или потребителю электрической энергии в виде документа (в том числе в электронной форме), подписанного уполномоченным лицом и определяющего содержание, порядок и сроки осуществления действий, связанных с управлением технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием объектов электроэнергетики или энергопринимающих установок потребителей электрической энергии.

Порядок отдачи диспетчерских команд, выдачи диспетчерских разрешений и распоряжений в отношении изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Субъект оперативно-диспетчерского управления также определяет схемы прохождения диспетчерских команд и разрешений, устанавливает распределение функций по непосредственному и опосредованному взаимодействию диспетчерского персонала с оперативным персоналом при выдаче диспетчерских команд (разрешений) в отношении изменения технологического режима работы и (или) эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации и ведении оперативных переговоров.

11. Каждая диспетчерская команда (разрешение) регистрируется диспетчерским центром с указанием следующих сведений:

время выдачи (получения) команды (разрешения);

требуемое время исполнения команды (в случае если предусмотренные командой действия требуется выполнить в определенное время);

фамилия лица, отдавшего команду (разрешение);

фамилия лица, которому адресована команда (разрешение);

содержание команды (разрешения);

другая информация по решению субъекта оперативно-диспетчерского управления.

Регистрация диспетчерской команды (разрешения) осуществляется в оперативном журнале, который ведется на электронном или бумажном носителе и (или) при помощи технических средств (в том числе средств звукозаписи), позволяющих обеспечить достоверность указанных сведений посредством их расшифровки (стенографирования) и защиту от изменений после регистрации.

Порядок регистрации диспетчерских команд и разрешений определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

12. Диспетчерские команды, разрешения и распоряжения являются обязательными для субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии.

При невыполнении диспетчерской команды диспетчерский центр вправе инициировать временное отстранение дежурного работника субъекта электроэнергетики (потребителя электрической энергии) от исполнения своих обязанностей.

13. Диспетчерские команды не подлежат исполнению в случае, если их исполнение создает угрозу жизни людей, угрозу повреждения оборудования или приводит к нарушению пределов и условий безопасной эксплуатации атомных электростанций.

14. Субъект оперативно-диспетчерского управления обязан обеспечить каждый диспетчерский центр:

помещениями, оборудованием, устройствами и программно-аппаратными (программно-техническими) комплексами, необходимыми для управления электроэнергетическим режимом энергосистемы в соответствующей операционной зоне и выполнения иных функций по оперативно-диспетчерскому управлению, а также необходимыми системами жизнеобеспечения;

двумя независимыми цифровыми каналами связи с другими диспетчерскими центрами (в том числе диспетчерскими центрами организаций, выполняющих функции оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетических системах иностранных государств) для передачи диспетчерских команд и информации, необходимой диспетчерским центрам для управления электроэнергетическим режимом энергосистемы;

технической документацией, в том числе инструктивной и оперативной, необходимой для осуществления диспетчерским центром соответствующих функций оперативно-диспетчерского управления.

Субъект оперативно-диспетчерского управления также обязан:

укомплектовать каждый диспетчерский центр подготовленным персоналом;

обеспечить наличие резервных помещений (резервных рабочих мест), оснащенных оборудованием, устройствами и программно-аппаратными комплексами, необходимыми для осуществления функций диспетчерского центра в случае возникновения ситуаций, вследствие которых станет невозможным использование основного помещения и оборудования диспетчерского центра, и установить объем и порядок выполнения функций на время осуществления оперативно-диспетчерского управления в резервных помещениях (на резервных рабочих местах) или установить объем и порядок передачи функций другому диспетчерскому центру в указанных случаях.

Субъект оперативно-диспетчерского управления вправе создавать постоянно действующие полнофункциональные резервные диспетчерские центры, предназначенные для осуществления непрерывного оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике при возникновении ситуаций, вследствие которых функционирование основных диспетчерских центров невозможно в течение длительного периода времени.

15. Для обеспечения осуществления оперативно-диспетчерского управления субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии, линии электропередачи, оборудование и устройства которых отнесены к объектам диспетчеризации, обязаны организовать и обеспечивать работу систем обмена технологической информацией объектов электроэнергетики (энергопринимающих установок) с диспетчерскими центрами в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем.

16. Субъект оперативно-диспетчерского управления осуществляет планирование и управление электроэнергетическим режимом энергосистемы, а также планирование перспективного развития энергосистемы в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем.

17. Для осуществления планирования и управления электроэнергетическим режимом энергосистемы субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии представляют в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления необходимые исходные данные по принадлежащим им объектам электроэнергетики и энергопринимающим устройствам в соответствии с правилами предоставления информации, необходимой для осуществления оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными федеральным органом исполнительной власти, осуществляющим функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию в топливно-энергетическом комплексе (далее - уполномоченный федеральный орган исполнительной власти), а также иную информацию по запросу субъекта оперативно-диспетчерского управления.

18. Разработанные субъектом оперативно-диспетчерского управления диспетчерские графики показателей режима работы энергосистемы (далее - диспетчерские графики) являются обязательными для соответствующих субъектов электроэнергетики.

Субъект электроэнергетики обязан изменить режим работы объекта электроэнергетики относительно заданного диспетчерским графиком при получении диспетчерской команды в условиях изменения фактического электроэнергетического режима энергосистемы относительно запланированных величин.

При возникновении или угрозе возникновения повреждения линии электропередачи либо оборудования объекта электроэнергетики или энергопринимающей установки потребителя электрической энергии вследствие фактического достижения недопустимых по величине и длительности значений параметров технологического режима их работы, а также при возникновении несчастного случая и иных обстоятельств, создающих угрозу жизни людей, допускается изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации без диспетчерской команды или разрешения соответствующего диспетчерского центра с последующим незамедлительным его уведомлением о произведенных изменениях и причинах, их вызвавших.

Обо всех вынужденных (фактических и предполагаемых) отклонениях от заданного диспетчерского графика или невозможности выполнения диспетчерской команды оперативный персонал указанных объектов электроэнергетики обязан немедленно проинформировать диспетчерский персонал соответствующего диспетчерского центра для принятия решения о способе дальнейшего управления электроэнергетическим режимом энергосистемы.

19. Субъект оперативно-диспетчерского управления обеспечивает в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем и иными нормативными правовыми актами Российской Федерации, регламентирующими отношения в сфере электроэнергетики, реализацию мер, необходимых для осуществления планирования и управления электроэнергетическим режимом энергосистемы и выполнения иных функций, возложенных на него законодательством Российской Федерации об электроэнергетике, в том числе:

а) разрабатывает и утверждает необходимые инструктивно-технические документы;

б) определяет:

допустимость изменения технологических режимов работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, в том числе при выводе их в ремонт и вводе в работу после ремонта;

порядок оформления, подачи, рассмотрения и согласования диспетчерских заявок на изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации и порядок разработки сводных годовых и месячных графиков ремонта объектов диспетчеризации;

прогнозные и фактические показатели балансов электрической энергии и мощности энергосистемы;

перечень и состав контролируемых сечений и величины максимально допустимых и аварийно допустимых перетоков активной мощности в них;

перечень контрольных пунктов по напряжению и величины минимально допустимых и аварийно допустимых напряжений в них;

минимально необходимые величины первичного, вторичного и третичного резервов активной мощности, места размещения первичного, вторичного и третичного резервов активной мощности;

диспетчерские центры, ответственные за регулирование параметров электроэнергетического режима энергосистемы;

структуру и функции систем автоматического регулирования частоты электрического тока и перетоков активной мощности, централизованных систем противоаварийной автоматики;

необходимость и требования к проведению на объектах электроэнергетики контрольных (2 раза в год - в 3-ю среду июня и 3-ю среду декабря), внеочередных и иных замеров потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения;

параметры настройки (уставки) и алгоритмы функционирования комплексов и устройств релейной защиты и автоматики;

в) обеспечивает утверждение диспетчерскими центрами нормальных схем электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в их операционные зоны (схем для нормального режима энергосистемы).

20. При вводе новых (реконструируемых) объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления осуществляют в соответствующих энергосистемах:

расчеты величин максимально допустимых и аварийно допустимых перетоков активной мощности в контролируемых сечениях, величин минимально допустимых и аварийно допустимых напряжений в контрольных пунктах;

проверку соответствия параметров настройки и алгоритмов функционирования комплексов и устройств релейной защиты и автоматики планируемым электроэнергетическим режимам энергосистемы и определение соответствующих параметров указанных настроек;

уточнение документации по управлению технологическими режимами работы объектов диспетчеризации и использованию устройств релейной защиты и автоматики при изменении параметров настройки указанных устройств;

определение допустимости и условий включения в работу в составе энергосистемы новых (реконструируемых) объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства, их оборудования и устройств, условий проведения их пробных пусков, комплексного опробования и испытаний, в том числе комплексных испытаний генерирующего оборудования, проводимых с целью определения его общесистемных технических параметров и характеристик.

Необходимость и объем выполнения указанных мероприятий определяются диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского управления исходя из состава вновь вводимых (реконструируемых) объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства, степени их влияния на электроэнергетический режим работы соответствующих энергосистем и их технологической взаимосвязи с действующими объектами электроэнергетики.

21. Изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, находящихся в диспетчерском управлении диспетчерского центра, осуществляется оперативным персоналом субъектов электроэнергетики (потребителей электрической энергии) только по диспетчерской команде соответствующего диспетчерского центра либо может осуществляться непосредственно диспетчерским персоналом из диспетчерского центра с использованием средств дистанционного управления.

Порядок осуществления непосредственного воздействия на объекты диспетчеризации с использованием средств дистанционного управления из диспетчерских центров определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления по согласованию с владельцем соответствующего объекта электроэнергетики.

Изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, находящихся в диспетчерском ведении диспетчерского центра, осуществляется с разрешения соответствующего диспетчерского центра.

В пределах одного распределительного устройства объекта электроэнергетики субъектом оперативно-диспетчерского управления должен быть определен один диспетчерский центр, имеющий право отдачи диспетчерской команды в отношении изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния оборудования и устройств, находящихся или относящихся к этому распределительному устройству, независимо от числа и состава диспетчерских центров, к объектам диспетчеризации которых отнесены эти оборудование и устройства.

22. При необходимости изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации его владельцем должна быть оформлена и подана в соответствующий диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления диспетчерская заявка.

Диспетчерские заявки подразделяются на плановые, внеплановые, неотложные, аварийные.

Диспетчерские заявки направляются в уполномоченный диспетчерский центр посредством специализированного программно-аппаратного комплекса, эксплуатация и техническая поддержка которого осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления, а при отсутствии у соответствующего субъекта электроэнергетики (потребителя электрической энергии) технической возможности его использовать - посредством факсимильной или электронной связи, позволяющей достоверно установить, что документ исходит от заявителя, с соблюдением требований к форме диспетчерской заявки, предусмотренных правилами оформления, подачи, рассмотрения и согласования диспетчерских заявок, установленными субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.

Порядок оформления, подачи, рассмотрения и согласования диспетчерских заявок, а также порядок выдачи на их основании разрешений и отдачи диспетчерских команд в отношении изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации и осуществления контроля за их исполнением определяются субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Независимо от наличия рассмотренной и согласованной диспетчерской заявки изменение технологического режима работы или эксплуатационного состояния линий электропередачи, оборудования и устройств, находящихся в диспетчерском управлении (ведении) диспетчерского персонала, должно производиться по его диспетчерской команде (разрешению).

23. При необходимости изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния объекта диспетчеризации в целях вывода его в ремонт наряду с требованиями настоящих Правил должны быть соблюдены требования Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 26 июля 2007 г. № 484 "О выводе объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации".

24. Предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима электрической части энергосистемы (предотвращение и ликвидация аварийного электроэнергетического режима работы энергосистемы, действия в послеаварийном режиме энергосистемы) осуществляются субъектом оперативно-диспетчерского управления, иными субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем.

При предотвращении развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистемы субъект оперативно-диспетчерского управления наряду с решениями и действиями, предусмотренными Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем, вправе принимать решения:

о применении полного или частичного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) энергопринимающими устройствами потребителей электрической энергии в объемах, превышающих значения, предусмотренные графиками аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности), и (или) в отношении потребителей электрической энергии (энергопринимающих устройств), не включенных в такие графики, в соответствии с Правилами полного и (или) частичного ограничения режима потребления электрической энергии, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 4 мая 2012 г. № 442 "О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии";

об изменении нагрузки электростанций, работающих в режиме теплофикационной выработки, до технического минимума или максимально возможной располагаемой мощности с соответствующим снижением отпуска тепла из регулируемых и нерегулируемых отборов пара турбин, в том числе с переводом тепловой нагрузки на водогрейные котлы (при их наличии на электростанции) и (или) изменением не более чем на 3 часа графика тепловой сети, направленным на понижение температуры теплоносителя не ниже значений, определяемых обязательными требованиями к эксплуатации тепловых сетей.

25. Диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления объявляет режим с высокими рисками нарушения электроснабжения при наступлении в пределах его операционной зоны одного или нескольких обстоятельств согласно приложению № 2.

Диспетчерский центр объявляет о ликвидации режима с высокими рисками нарушения электроснабжения после получения от территориальных органов по делам гражданской обороны и чрезвычайных ситуаций, организаций гидрометцентра, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии информации, свидетельствующей о ликвидации обстоятельств, послуживших основанием для объявления о возникновении указанного режима.

Порядок объявления о возникновении и ликвидации режима с высокими рисками нарушения электроснабжения определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

26. При объявлении режима с высокими рисками нарушения электроснабжения субъект оперативно-диспетчерского управления выполняет действия по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистемы, предусмотренные настоящими Правилами и Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем. При объявлении режима с высокими рисками нарушения электроснабжения субъект оперативно-диспетчерского управления также вправе:

а) направить руководителю штаба по обеспечению безопасности электроснабжения, созданного в соответствующем субъекте Российской Федерации, уведомление о необходимости созыва экстренного заседания штаба;

б) принимать решения:

о запрете на проведение всех видов ремонта объектов электроэнергетики (за исключением случаев, когда такие виды ремонта вызваны необходимостью проведения аварийно-восстановительных работ, предотвращения аварийных ситуаций на генерирующих установках и других негативных последствий, способных привести к нарушению пределов их безопасной эксплуатации) и энергетических установок потребителей электрической энергии на территории, на которой объявлено о возникновении режима с высокими рисками нарушения электроснабжения;

об экстренном введении в работу находящихся в ремонте объектов электроэнергетики и энергетических установок потребителей электрической энергии, а также отдельного оборудования и устройств объектов электроэнергетики до истечения согласованных сроков аварийной готовности.

27. Решения субъекта оперативно-диспетчерского управления, предусмотренные подпунктом "б" пункта 26 настоящих Правил, подлежат согласованию со штабом по обеспечению безопасности электроснабжения в случае, если реализация указанных решений влечет угрозу повреждения оборудования или угрозу жизни и здоровью людей.

Указанные решения субъекта оперативно-диспетчерского управления направляются для согласования в штаб по обеспечению безопасности электроснабжения в письменной форме и должны содержать варианты мер, направленных на эффективное управление энергосистемой в условиях нарушения электроснабжения, а также описание возможных неблагоприятных последствий, риск возникновения которых связан с принятием и исполнением каждого из вариантов предложенных мер.

28. В целях разработки и принятия решений о применении мер, направленных на локализацию и ликвидацию режима с высокими рисками нарушения электроснабжения, в том числе предусмотренных пунктом 26 настоящих Правил, предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем, перехода энергосистемы на работу в вынужденном режиме субъект оперативно-диспетчерского управления вправе запрашивать у субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии необходимую информацию, в том числе сведения:

о значениях, характеризующих текущую перегрузочную способность линий электропередачи, оборудования электрических станций (в том числе энергетических установок потребителей электрической энергии) и сетей;

о возможном изменении режима работы электроустановок потребителей с целью изменения активной и (или) реактивной мощности его энергетических установок;

о применении резервных источников электроснабжения организациями, осуществляющими оказание услуг по передаче электрической энергии (электроснабжению потребителей) или коммунальных услуг, а также о применении этих источников потребителями электрической энергии.

Сведения, предоставление которых необходимо в соответствии с запросом субъекта оперативно-диспетчерского управления, подлежат представлению в течение 2 часов с момента получения запроса или в иные предусмотренные запросом сроки.

29. Для обеспечения эффективности применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) диспетчерский центр субъекта оперативно-диспетчерского управления в пределах своей операционной зоны вправе определить и выдать соответствующим сетевым организациям требования об установке устройств, обеспечивающих дистанционный ввод графиков временного отключения потребления с объектов электросетевого хозяйства и центров управления сетями сетевых организаций и (или) с диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления. Выполнение указанных требований осуществляется в согласованные между сетевыми организациями и диспетчерским центром сроки.

30. В целях обеспечения надежности функционирования Единой энергетической системы России системный оператор в том числе определяет:

потребность в оказании услуг по обеспечению системной надежности и их объемы;

технические требования, обеспечивающие создание технической возможности технологического присоединения объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей и возможность надежной работы строящихся (реконструируемых) объектов электроэнергетики в составе энергосистемы;

требования к созданию и (или) модернизации комплексов и устройств релейной защиты и автоматики.

31. Диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления организуют и осуществляют переключения в электроустановках объектов электроэнергетики, входящих в их операционные зоны, в соответствии с Правилами технологического функционирования электроэнергетических систем и правилами переключений в электроустановках, утвержденными уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

_________________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 1 к Правилам оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

ПЕРЕЧЕНЬ технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем и соответствующих субъектов оперативно-диспетчерского управления

1. Электроэнергетическая система Камчатского края, территория которой является зоной диспетчерской ответственности публичного акционерного общества энергетики и электрификации "Камчатскэнерго".

2. Электроэнергетическая система Магаданской области, территория которой является зоной диспетчерской ответственности публичного акционерного общества энергетики и электрификации "Магаданэнерго".

3. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 08.12.2018 № 1496)

4. (Пункт утратил силу - Постановление Правительства Российской Федерации от 08.12.2018 № 1496)

5. Электроэнергетическая система Сахалинской области, территория которой является зоной диспетчерской ответственности публичного акционерного общества энергетики и электрификации "Сахалинэнерго".

6. Электроэнергетическая система Чукотского автономного округа, территория которой является зоной диспетчерской ответственности акционерного общества энергетики и электрификации "Чукотэнерго".

7. Электроэнергетическая система Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа, территория которой является зоной диспетчерской ответственности акционерного общества "Норильско-Таймырская энергетическая компания".

_____________

ПРИЛОЖЕНИЕ № 2 к Правилам оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике

ПЕРЕЧЕНЬ обстоятельств, являющихся основаниями для объявления режима с высокими рисками нарушения электроснабжения

1. Прекращение или наличие угрозы прекращения топливообеспечения тепловых электростанций либо обеспечения гидроресурсами гидроэлектростанций суммарной располагаемой мощностью свыше 10 процентов всей располагаемой мощности электростанций в операционной зоне соответствующего диспетчерского центра, а также прекращение (угроза прекращения) топливообеспечения тепловой электростанции установленной мощностью 200 мегаватт и более.

2. Понижение до аварийно допустимых значений уровней напряжения в контрольных пунктах диспетчерского центра.

3. Угроза нарушения устойчивости энергосистемы или ее частей.

4. Температура окружающего воздуха, выходящая за пределы значений климатических параметров для данного региона, применяемых в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности при проектировании зданий и сооружений, планировке и застройке городских и сельских поселений.

5. Прогнозируемое наступление неблагоприятных природных явлений в регионе, которые могут привести к массовому отключению линий электропередачи и электросетевого оборудования (массовые грозовые явления, обильные ливневые дожди, ураганный ветер, обильные снегопады, сопровождающиеся интенсивным налипанием снега на провода, грозозащитные тросы, опоры воздушных линий электропередачи и на оборудование объектов электроэнергетики, гололедообразование на проводах и грозозащитных тросах воздушных линий электропередачи, резкое изменение метеорологических условий, в том числе изменение температуры окружающего воздуха за пределы значений климатических параметров для данного региона, применяемых в соответствии с законодательством Российской Федерации о градостроительной деятельности при проектировании зданий и сооружений, планировке и застройке городских и сельских поселений).

6. Массовые повреждения линий электропередачи и оборудования (возникшие в том числе в результате наступления неблагоприятных природных явлений), которые вызывают или с высокой степенью вероятности могут вызвать полное или частичное отключение энергосистемы, связанное с дефицитом активной мощности.

7. Угроза наводнения с подтоплением подстанций суммарной установленной трансформаторной мощностью более 500 мегавольт-ампер.

8. Возникновение или угроза возникновения чрезвычайных ситуаций природного и (или) техногенного характера.".