VI. Требования к линиям электропередачи, оборудованию электрических станций и электрических сетей, электроустановкам потребителей электрической энергии как элементам энергосистемы, организации и осуществлению их эксплуатации в составе энергосистемы

98. Объекты электроэнергетики, их оборудование и устройства, электроустановки потребителей электрической энергии, входящие в состав Единой энергетической системы России, технологически изолированной территориальной электроэнергетической системы, для обеспечения их технологической совместимости, надежной и безопасной работы в составе энергосистемы, обеспечения надежности и устойчивости энергосистемы должны соответствовать требованиям, установленным настоящими Правилами, и требованиям к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок, установленным нормативными правовыми актами уполномоченного федерального органа исполнительной власти.

99. Каждая электростанция, подстанция, линия электропередачи, основное оборудование и вспомогательное оборудование, устройства релейной защиты и автоматики, автоматизированных систем диспетчерского управления и технологического управления, средства диспетчерского и технологического управления должны иметь диспетчерское наименование.

Диспетчерские наименования основного оборудования и вспомогательного оборудования, устройств релейной защиты и автоматики однозначно определяют эти оборудование и устройства в пределах одного объекта электроэнергетики.

Диспетчерские наименования линий электропередачи классом напряжения 220 киловольт и выше, электростанций и подстанций высшим классом напряжения 330 киловольт и выше однозначно определяют их в пределах Единой энергетической системы России. Диспетчерские наименования линий электропередачи классом напряжения 110 (150) киловольт, электростанций и подстанций высшим классом напряжения 220 или 110 киловольт однозначно определяют их в пределах территориальной энергосистемы.

Диспетчерские наименования линий электропередачи, электростанций и подстанций, введенных в эксплуатацию до вступления в силу настоящих Правил, приводятся в соответствие с указанными требованиями в сроки, определенные владельцами этих объектов электроэнергетики.

100. Для каждой электростанции, подстанции ее владельцем ежегодно разрабатывается (актуализируется) и утверждается нормальная схема электрических соединений объекта электроэнергетики. При строительстве (реконструкции) объекта электроэнергетики на предстоящий этап его жизненного цикла, ограниченный соответствующим этапом строительства (реконструкции), но не более одного календарного года, разрабатывается и утверждается временная нормальная схема электрических соединений объекта электроэнергетики.

Нормальная схема электрических соединений объекта электроэнергетики и временная нормальная схема электрических соединений объекта электроэнергетики подлежат согласованию с диспетчерским центром субъекта оперативно-диспетчерского управления, если оборудование объекта электроэнергетики находится в его диспетчерском управлении (диспетчерском ведении).

Требования к графическому исполнению нормальных (временных нормальных) схем электрических соединений объектов электроэнергетики и порядку их согласования с диспетчерскими центрами субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике утверждаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

При необходимости для электростанций, подстанций их владельцами могут разрабатываться и утверждаться ремонтные схемы электрических соединений. Периодичность и критерии разработки ремонтных схем электрических соединений электростанций и подстанций определяются их владельцами.

На основе нормальных схем электрических соединений отдельных объектов электроэнергетики, временных нормальных схем электрических соединений отдельных объектов электроэнергетики каждым диспетчерским центром разрабатывается и утверждается нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в его операционную зону (схема для нормального режима энергосистемы).

101. На каждую линию электропередачи и основное оборудование электрических станций и электрических сетей у их владельца должен иметься технический паспорт, содержащий актуальные данные о технических параметрах и характеристиках оборудования, определенных по данным завода-изготовителя и результатам проведения испытаний при его вводе в эксплуатацию, реконструкции, модернизации или перемаркировке, о комплектности, ресурсе и сроке службы оборудования, а также сведения о его техническом обслуживании и ремонте за период эксплуатации.

102. Для каждой энергоустановки (энергоблока, генерирующего оборудования) электрической станции (кроме ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей) определяются такие общесистемные технические параметры генерирующего оборудования, как установленная мощность, максимальная располагаемая мощность, скорость набора и снижения активной мощности, регулировочный диапазон активной мощности, технический минимум, технологический минимум, регулировочный диапазон по реактивной мощности, а также подтверждаются такие общесистемные технические характеристики генерирующего оборудования, как способность к пуску в автоматическом режиме (для газотурбинных установок и гидроагрегатов), готовность к участию в общем первичном регулировании частоты, готовность к работе частотной делительной автоматики (для генерирующего оборудования тепловых электростанций).

Для энергоустановок тепловых электростанций также определяется паропроизводительность котельного оборудования.

Для газотурбинных, теплофикационных и конденсационных паротурбинных установок величина установленной мощности определяется для нормальных условий и при номинальных параметрах.

Для ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей определяются такие общесистемные технические параметры генерирующего оборудования, как установленная мощность, максимальная располагаемая мощность, скорость снижения активной мощности, регулировочный диапазон активной мощности, технологический минимум, регулировочный диапазон реактивной мощности, а также подтверждается готовность к участию в общем первичном регулировании частоты.

Правила проведения испытаний и определения общесистемных технических параметров и характеристик генерирующего оборудования утверждаются уполномоченным федеральным органом исполнительной власти. Указанные правила в том числе содержат особенности проведения испытаний и определения указанных параметров и характеристик для энергоустановок, генерирующего оборудования разных типов электростанций.

103. Владельцы объектов электроэнергетики в течение всего периода эксплуатации поддерживают в актуальном состоянии данные о длительно допустимой токовой нагрузке и аварийно допустимой токовой нагрузке линий электропередачи и оборудования в зависимости от температуры окружающего воздуха.

104. Владельцы объектов электроэнергетики обязаны представлять в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления схемы электрических соединений объектов электроэнергетики, оборудование и устройства которых относятся к объектам диспетчеризации, а также актуальные данные о технических параметрах и характеристиках линий электропередачи и оборудования в соответствии с правилами предоставления информации, устанавливающими требования к составу, объему, формам, формату, срокам и периодичности предоставления такой информации.

105. Генерирующее оборудование электрических станций, находящееся в работе или резерве, должно быть готово к работе в пределах всего регулировочного диапазона активной и реактивной мощности, несению располагаемой мощности и разгрузке до технического минимума.

Определение величины располагаемой мощности ветроэнергетических установок и фотоэлектрических солнечных модулей осуществляется с учетом силы ветра и инсоляции.

106. Регуляторы активной мощности, установленные на генерирующем оборудовании, оснащаются частотными корректорами и не препятствуют действию регулятора частоты вращения турбины.

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 N 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.

124. Номинальное напряжение электрической сети и наибольшее рабочее напряжение электрической сети должны соответствовать значениям согласно приложению N 4.

Оборудование, присоединяемое к электрической сети определенного класса напряжения, должно иметь наибольшее рабочее напряжение не менее наибольшего рабочего напряжения, предусмотренного приложением N 4 к настоящим Правилам для указанной электрической сети.

125. Технические характеристики электрических шин и ошиновки распределительного устройства, измерительных трансформаторов и других электросетевых элементов объекта электроэнергетики не должны ограничивать допустимые токовые нагрузки любых присоединенных к распределительному устройству линий электропередачи, автотрансформаторов (трансформаторов) и другого оборудования с учетом их перегрузочной способности.

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. N 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 оказания этих услуг, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 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", и правилами технической эксплуатации электроустановок потребителей электрической энергии, утвержденных уполномоченным федеральным органом исполнительной власти.

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. N 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 на объектах электроэнергетики, а также разработку и реализацию противоаварийных мероприятий в соответствии с Правилами расследования причин аварий в электроэнергетике, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 28 октября 2009 г. N 846 "Об утверждении Правил расследования причин аварий в электроэнергетике".

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.