6.2.1. При планировании режима должны быть обеспечены:
сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростанций, теплоисточников, энергосистем, ОЭС, ЕЭС России с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной способности электрических и тепловых связей;
эффективность принципов оперативного управления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;
надежность и экономичность производства и передачи электрической и тепловой энергии;
выполнение годовых графиков ремонта основного оборудования энергообъектов.
6.2.2. Планирование режима должно производиться на долгосрочные и кратковременные периоды и осуществляться на основе:
данных суточных ведомостей и статистических данных энергосистем, ОЭС, ЕЭС России за предыдущие дни и периоды;
прогноза нагрузки энергосистем, ОЭС и ЕЭС России на планируемый период;
результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, ОЭС и ЕЭС России, которые должны производиться 2 раза в год в рабочие дни июня и декабря;
данных о вводе новых генерирующих мощностей, теплоисточников и сетевых объектов;
данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;
данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи;
данных гидравлического расчета тепловых сетей.
6.2.3. Долгосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы и энергообъекта должно осуществляться для характерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летний минимум нагрузок, период паводка, отопительный период и т.п.).
Долгосрочное планирование должно предусматривать:
составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на часы максимума нагрузок;
составление сезонных балансов располагаемой мощности теплоисточников и присоединений тепловой нагрузки;
определение и выдачу значений максимума электрической нагрузки и потребления электрической и тепловой энергии, располагаемой мощности электростанций и теплоисточников с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;
разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанций;
составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, тепловых сетей и котельных, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;
разработку схем соединений электростанций, электрических и тепловых сетей для нормального и ремонтных режимов;
расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностей и сетевых объектов энергосистемы и выбора параметров настройки средств противоаварийной и режимной автоматики;
расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи (сечениям) для нормальных и ремонтных схем сети;
расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики;
расчеты технико-экономических характеристик электростанций, теплоисточников, электрических и тепловых сетей для оптимального ведения режима;
уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;
определение потребности в новых устройствах автоматики.
6.2.4. Краткосрочное планирование режима ЕЭС России, ОЭС, энергосистем, электростанций, котельных, тепловых и электрических сетей должно производиться с упреждением от 1 сут до 1 нед.
Краткосрочное планирование должно предусматривать:
прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС России, ОЭС и энергосистемы;
прогноз суточной тепловой нагрузки электростанций и котельных, а также расхода теплоносителя в тепловых сетях;
оптимальное распределение нагрузки между ОЭС, энергосистемами, электростанциями и отдельными энергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков мощности (или сальдо-перетоков мощности) и суточных графиков нагрузки каждой ОЭС, энергосистемы, электростанции;
решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу оборудования с учетом мероприятий по ведению режима, изменению параметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.
6.2.5. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощности ЕЭС России, ОЭС, энергосистем и электростанций, а также графики межсистемных перетоков мощности должны быть выданы соответствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, начальником ЦДС, техническим руководителем энергообъекта.
Графики нагрузки отдельных энергоустановок на электростанции должны быть утверждены техническим руководителем этой электростанции.
Графики нагрузки гидроэлектростанций должны учитывать потребности смежных отраслей народного хозяйства (судоходства, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения и т.п.) в соответствии с действующими межведомственными документами.
График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоисточников должен быть составлен диспетчерской службой тепловой сети и утвержден главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) тепловой сети.
6.2.6. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и др.) электростанций на предстоящий год должны быть составлены на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласованы с ОДУ или ЦДУ ЕЭС России и утверждены в установленном порядке.
Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с ЦДУ ЕЭС России, ОДУ с утверждением изменений в установленном порядке.
6.2.7. Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, устройств системной автоматики и связи, оборудования тепловых сетей и теплоисточников должны быть утверждены главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, техническим руководителем АО-энерго или энергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения.
Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, должны быть согласованы с местными органами управления.
6.2.8. Центральное диспетчерское управление ЕЭС России должно ежегодно задавать ОДУ, а ОДУ энергосистемам объем и диапазоны уставок устройств автоматической частотной разгрузки (АЧР) и частотного АПВ (ЧАПВ).
Диспетчерские службы энергосистемы с учетом указаний ОДУ, а изолированно работающих самостоятельно должны определять:
объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных балансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;
уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС) и ГТУ при снижении частоты; автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также перевода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.
Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, должен быть утвержден техническим руководителем АО-энерго.
6.2.9. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике отключения нагрузки (САОН) и ее использование по условиям аварийных режимов ЕЭС России, ОЭС, энергосистемы должны определяться ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, ЦДС.
Условия подключения потребителей к САОН должны быть установлены органами Энергонадзора энергосистемы.
Решения о вводе САОН в работу должны приниматься ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, техническим руководителем АО-энерго.
6.2.10. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и к САОН, должно измеряться два раза в год (в июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток.
6.2.11. В каждой энергосистеме на основе заданий ЦДУ ЕЭС России ОДУ должны ежегодно разрабатываться и утверждаться графики ограничения потребителей и отключения нагрузки при недостатке электроэнергии и мощности.
