Параграф 20. Тепловые сети 7 страница

952. Получаемые индустриальные масла и пластичные смазки подвергаются визуальному контролю в целях обнаружения механических примесей и воды.

953. Для вспомогательного оборудования и механизмов на электростанциях и в организациях, эксплуатирующих электрические сети, устанавливаются нормы расхода, периодичность контроля качества и смены смазочных материалов. Обеспечивается соответствие марки смазочного материала, используемого для этих целей, требованиям заводских инструкций по эксплуатации к ассортименту смазок, допущенных к применению на данном оборудовании. Возможность замены смазочных материалов согласуется с предприятием-изготовителем оборудования.

В системах смазки вспомогательного оборудования с принудительной циркуляцией масло подвергается визуальному контролю на содержание механических примесей, шлама и воды не реже 1 раза в месяц. При обнаружении загрязнения масло необходимо очищать или заменить.

На каждой электростанции и в каждой организации, эксплуатирующей электрические сети, хранится постоянный запас смазочных материалов для вспомогательного оборудования не менее 45-дневной потребности.

954. Контроль качества свежих и эксплуатационных энергетических масел на энергообъектах и выдачу рекомендаций по применению масел, в том числе составление графиков их контроля, а также техническое руководство технологией обработки, необходимо осуществлять химическому цеху (химической лаборатории или соответствующему подразделению). Масляное хозяйство организации, эксплуатирующей электрические сети, находится в подчинении службы изоляции и молниезащиты или другого производственного подразделения, определенного приказом руководителя.

На электростанциях обслуживание оборудования для обработки электроизоляционных масел осуществляет персонал электроцеха, а для обработки турбинных масел - персонал котлотурбинного цеха.

Объединенное центральное масляное хозяйство электростанций находится в подчинении производственного подразделения, определенного приказом руководителя предприятия.

955. В химической лаборатории на турбинные, трансформаторные и индустриальные масла, залитые в оборудование, заводится журнал, в который вносятся: номер государственного стандарта или технических условий, название завода-изготовителя, результаты испытания масла, тип и станционный номер оборудования, сведения о вводе присадок, количестве и качестве долитого масла.

956. Необходимость и периодичность дополнительных анализов эксплуатационного масла определяются инструкциями по его эксплуатации в конкретном оборудовании.

957. Подача трансформаторного и турбинного масел к оборудованию и слив из него, осуществляются по раздельным маслопроводам, а при отсутствии маслопроводов - с применением цистерн или металлических бочек.

Для трансформаторных масел могут быть использованы разборные маслопроводы, предварительно очищенные прокачкой горячего масла. Стационарные маслопроводы в нерабочем состоянии целиком заполняются маслом.

8. Оперативно-диспетчерское управление

Параграф 1. Задачи и организация управления

958. Системным оператором Казахстана, региональными диспетчерскими подразделениями, региональных электросетевых компаний, энергопроизводящих и энергопередающих организаций осуществляется круглосуточное диспетчерское управление согласованной работой энергопроизводящих и энергопередающих организаций, задачами которого являются:

1) разработка и ведение режимов работы электростанций, национальных и региональных электрических сетей, обеспечивающих заданные условия энергоснабжения потребителей;

2) обеспечение устойчивости в ЕЭС;

3) выполнение требований к качеству электрической энергии;

4) обеспечение экономичности работы электрических станций и электрических сетей и рационального использования энергоресурсов при соблюдении режимов потребления;

5) предотвращение и ликвидация технологических нарушений при производстве, преобразовании, передаче и распределении электрической энергии.

959. На каждом энергообъекте (электростанции, электрической и тепловой сети) необходимо организовать круглосуточное оперативное управление оборудованием, задачами которого являются:

1) ведение требуемого режима работы;

2) производство переключений, пусков и остановов;

3) локализация аварий и восстановление режима работы;

4) подготовка к производству ремонтных работ.

960. Централизованное диспетчерское управление осуществляется на основе многоуровневой структуры, сформированной следующим образом:

1) национальный диспетчерский центр системного оператора, являющийся высшим уровнем управления в единой системе централизованного оперативно-диспетчерского управления ЕЭС Казахстана;

2) региональные диспетчерские центры системного оператора - подчиняющиеся в процессе централизованного диспетчерского управления национальному диспетчерскому центру системного оператора Казахстана;

3) диспетчерские подразделения региональных электросетевых компаний, энергопроизводящих организаций, потребителей оптового рынка электрической энергии, подчиняющиеся в процессе централизованного диспетчерского управления национальному диспетчерскому центру системного оператора Казахстана, региональным диспетчерским центрам системного оператора.

961. Для каждого диспетчерского уровня устанавливаются две категории управления оборудованием и сооружениями - оперативное управление и оперативное ведение.

В оперативном управлении диспетчера находятся оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, операции с которыми требуют координации действий подчиненного оперативно-диспетчерского персонала и согласованных изменений на нескольких объектах разного оперативного подчинения.

Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся под руководством диспетчера.

Расчет уставок устройств релейной защиты, систем противоаварийной и режимной автоматики осуществляет диспетчерский центр, в управлении которого находятся данные устройства релейной защиты, системы противоаварийной и режимной автоматики.

962. В оперативном ведении диспетчера находятся оборудование, теплопроводы, линии электропередачи, устройства релейной защиты, аппаратура систем противоаварийной и режимной автоматики, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, состояние и режим которых влияют на располагаемую мощность и резерв электростанций и энергосистемы в целом, режим и надежность сетей, а также настройку противоаварийной автоматики.

Операции с указанным оборудованием и устройствами производятся с разрешения диспетчера.

Уставки устройств релейной защиты, систем противоаварийной и режимной автоматики согласовываются с диспетчерским центром, в ведении диспетчера которого находятся данные устройства релейной защиты, системы противоаварийной и режимной автоматики.

963. Все линии электропередачи, теплопроводы, оборудование и устройства энергообъектов распределяются по уровням диспетчерского управления.

Перечни линий электропередачи, теплопроводов, оборудования и устройств, находящихся в оперативном управлении или оперативном ведении диспетчеров энергообъектов, составляются с учетом решений вышестоящего органа оперативно-диспетчерского управления и утверждены техническим руководителем этого энергообъекта, электрической и тепловой сети.

964. Взаимоотношения персонала различных уровней оперативно-диспетчерского управления устанавливаются соответствующими типовыми положениями и договорами на участие собственников энергообъектов в параллельной работе с единой электроэнергетической системы Республики Казахстана.

965. Оперативно-диспетчерское управление осуществляется с диспетчерских пунктов и щитов управления, оборудованных средствами диспетчерского и технологического управления и системами контроля, а также укомплектованных оперативными схемами.

966. На каждом энергообъекте разрабатываются инструкции по оперативно-диспетчерскому управлению, ведению оперативных переговоров и записей, производству переключений и ликвидации аварийных режимов с учетом специфики и структурных особенностей энергосистемы.

Все оперативные переговоры, оперативно-диспетчерская документация на всех уровнях диспетчерского управления ведутся с применением единой общепринятой терминологии, типовых распоряжений, сообщений и записей.

Параграф 2. Планирование режима работы

967. При планировании режима обеспечиваются:

1) сбалансированность графиков потребления и нагрузки электростанций, электрических сетей, ЕЭС Казахстана с учетом энергоресурсов, состояния оборудования, пропускной способности электрических связей;

2) эффективность принципов оперативного управления режимом и функционирования систем противоаварийной и режимной автоматики;

3) надежность и экономичность производства и передачи электрической энергии;

4) выполнение годовых графиков ремонта основного оборудования энергообъектов.

968. Планирование режима производится на долгосрочные и краткосрочные периоды и осуществляется на основе:

1) данных суточных ведомостей и статистических данных электростанций, электрических сетей, ЕЭС Казахстана за предыдущие дни и периоды;

2) прогноза нагрузки электростанций, электросетей, ЕЭС Казахстана на планируемый период;

3) результатов контрольных измерений потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях, ЕЭС Казахстана, которые производятся 2 раза в год в рабочие дни июня и декабря;

4) данных о вводе новых генерирующих мощностей и сетевых объектов;

5) данных об изменении нагрузок с учетом заявок потребителей;

6) данных о предельно допустимых нагрузках оборудования и линий электропередачи.

969. Долгосрочное планирование режимов работы ЕЭС Казахстана, энергообъекта осуществляется для характерных периодов года (годовой максимум нагрузок, летний минимум нагрузок, период паводка, отопительный период). Планирование предусматривает:

1) составление годовых, квартальных, месячных балансов энергии и баланса мощности на часы максимума нагрузок;

2) определение и выдачу значений максимума электрической нагрузки и потребления электрической энергии, располагаемой мощности электростанций с учетом заданного коэффициента эффективности использования установленной мощности и наличия энергоресурсов по месяцам года;

3) разработку планов использования гидроресурсов гидроэлектростанций;

4) составление годовых и месячных планов ремонта основного оборудования электростанций, подстанций и линий электропередачи, устройств релейной защиты и автоматики;

5) разработку схем соединений электростанций, электрических сетей для нормального и ремонтных режимов;

6) расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов с учетом ввода новых генерирующих мощностей и сетевых объектов в ЕЭС и выбора параметров настройки средств противоаварийной и режимной автоматики;

7) расчеты и определение максимально и аварийно допустимых значений перетоков мощности с учетом нормативных запасов устойчивости по линиям электропередачи (сечениям) для нормальных и ремонтных схем сети;

8) расчеты токов короткого замыкания, проверку соответствия схем и режимов электродинамической и термической устойчивости оборудования и отключающей способности выключателей, а также выбор параметров противоаварийной и режимной автоматики;

9) расчеты технико-экономических характеристик электростанций, электрических сетей для оптимального ведения режима;

10) уточнение инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;

11) определение потребности в новых устройствах автоматики.

970. Краткосрочное планирование режима ЕЭС Казахстана, электростанций, электрических сетей производится с упреждением от 1 суток до 1 недели. Краткосрочное планирование предусматривает:

1) прогноз суточной электрической нагрузки ЕЭС и электрических сетей;

2) оптимальное распределение нагрузки между ЕЭС, электрическими сетями, электростанциями и отдельными энергоустановками, задание суточных графиков межсистемных перетоков мощности (или сальдо-перетоков мощности) и суточных графиков нагрузки ЕЭС, электрической сети, электростанции;

3) решения по заявкам на вывод в ремонт или включение в работу оборудования с учетом мероприятий по ведению режима, изменению параметров настройки противоаварийной и режимной автоматики.

971. Суточные графики активной нагрузки и резерва мощности ЕЭС Казахстана, электрических сетей, электростанций, а также графики перетоков мощности выдаются соответствующему диспетчеру после утверждения главным диспетчером НДЦ СО Казахстана, РДЦ, техническим руководителем энергообъекта.

Графики нагрузки отдельных энергоустановок на электростанции утверждаются техническим руководителем этой электростанции.

График тепловой нагрузки для каждой ТЭЦ и других теплоисточников составляется диспетчерской службой тепловой сети и утверждается главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) тепловой сети.

972. Графики капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и другого) электростанций на предстоящий год составляются на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года, согласуются с РДЦ или НДЦ СО Казахстана и утверждаются техническим руководителем организации.

Изменение годовых графиков капитальных и средних ремонтов допускается в исключительных случаях по согласованию с НДЦ СО Казахстана.

973. Годовые графики ремонта линий электропередачи и оборудования подстанций, устройств системной автоматики и связи утверждаются главным диспетчером НДЦ СО Казахстана, РДЦ, техническим руководителем энергообъекта в зависимости от уровня оперативного подчинения.

Графики ремонта тепловых сетей, отключение которых приводит к ограничению горячего водоснабжения в межотопительный период, согласуются с местными исполнительными органами.

974. НДЦ СО Казахстана ежегодно задает РДЦ, а РДЦ - электрическим сетям объем и диапазоны уставок устройств автоматической частотной разгрузки (далее - АЧР) и частотного АПВ (далее - ЧАПВ).

РДЦ с учетом указаний НДЦ СО Казахстана, а изолированно работающим сетям - самостоятельно определяет:

1) объем, уставки и размещение устройств АЧР с учетом местных балансов мощности, а также объем и уставки устройств ЧАПВ;

2) уставки автоматического пуска агрегатов гидравлических и гидроаккумулирующих электростанций (далее - ГАЭС) и ГТУ при снижении частоты;

3) уставки автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в режиме синхронного компенсатора, в генераторный режим, а также перевода агрегатов ГАЭС из насосного режима в турбинный.

Перечень потребителей, подключенных к устройствам АЧР, утверждается техническим руководителем.

975. Объем нагрузок, подключаемых к специальной автоматике отключения нагрузки (далее - САОН), и ее использование по условиям аварийных режимов определяются НДЦ СО Казахстана, РДЦ.

Условия подключения потребителей к САОН согласуются с государственным органом по государственному энергетическому надзору и контролю.

Решение о вводе САОН в работу принимаются НДЦ СО Казахстана.

976. Значение нагрузки, фактически подключенной к отдельным очередям устройств АЧР и к САОН, измеряется два раза в год (в июне и декабре) ежечасно в течение одних рабочих суток.

Параграф 3. Управление режимом работы

977. Управление режимом работы энергоустановок организуется на основании суточных графиков.

Электростанциям и теплоисточникам необходимо в нормальных условиях выполнять заданный график нагрузки и включенного резерва.

О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерскому персоналу электростанции и теплоисточника необходимо немедленно сообщать дежурному диспетчеру РДЦ и диспетчеру теплосети.

При изменении графика нагрузки электростанции выполняется суммарный график нагрузки в ЕЭС и перетоков мощности, заданный РДЦ, НДЦ СО Казахстана; отклонения от него могут быть допущены по распоряжению диспетчера РДЦ, НДЦ СО Казахстана.

Изменение графика перетока мощности по системообразующим ВЛ-220 и выше производится по распоряжению диспетчера РДЦ, НДЦ СО Казахстана.

В случаях аварийных нарушений, для ликвидации которых необходимо включить (отключить) генерирующие агрегаты или изменить активную нагрузку генераторов электростанций, Системный оператор вводит режим «авария» на соответствующем участке электрической сети и вводит в действие резервы электрической мощности в соответствии с требованиями аварийной ситуации.

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

Ограничение рабочей мощности электростанций или отклонение минимально допустимых нагрузок агрегатов от установленных норм оформляется оперативной заявкой.

978. При регулировании частоты электрического тока и мощности в энергосистеме обеспечиваются:

1) поддержание частоты электрического тока в соответствии с установленными требованиями законодательства Республики Казахстан в области электроэнергетики;

2) при параллельной работе в ЕЭС Казахстана поддержание задаваемых НДЦ СО Казахстана суммарных перетоков мощности (сальдо перетоков мощности) по внешним связям с коррекцией по частоте;

3) ограничение перетоков мощности по условиям устойчивости работы энергосистемы, нагрева проводов линий электропередачи, перегрузки оборудования.

979. Регулирование частоты и перетоков мощности в ЕЭС Казахстана или в отдельно работающих энергоузлах осуществляется:

1) всеми электростанциями при изменении частоты путем изменения мощности под воздействием систем регулирования турбин в пределах регулировочного диапазона (первичное регулирование частоты), при этом статизм регулирования и зона нечувствительности по частоте согласуется с НДЦ СО Казахстана;

2) выделенными для регулирования режима по частоте и перетокам мощности электростанциями (вторичное регулирование режима).

980. При невозможности автоматического регулирования частоты и перетоков мощности (далее - АРЧМ) (отсутствие или неисправность системы АРЧМ, ограничения по режиму) регулирование осуществляется электростанциями по распоряжению диспетчера НДЦ СО Казахстана.

981. При снижении частоты ниже установленных пределов диспетчеру НДЦ СО Казахстана или изолированно работающей сети необходимо ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

982. В том случае, если частота продолжает снижаться, а все имеющиеся резервы мощности использованы, диспетчеру необходимо обеспечить восстановление нормальной частоты путем ограничения или отключения потребителей согласно инструкции.

983. При значениях перетоков мощности по межсистемным связям выше аварийно допустимых диспетчерам НДЦ СО, РДЦ Казахстана после мобилизации резервов мощности необходимо разгружать связи путем отключения потребителей в сети, принимающей мощность.

984. При аварийных отклонениях частоты персоналу электростанций необходимо самостоятельно принимать меры к ее восстановлению, действуя по местной инструкции, составленной в соответствии с указаниями вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

985. Контроль за поддержанием частоты в ЕЭС Казахстана осуществляет диспетчер НДЦ СО Казахстана, а в изолированно работающих энергоузлах - диспетчеры РДЦ или НДЦ СО Казахстана.

986. При регулировании напряжения в электрических сетях обеспечиваются:

1) соответствие показателей напряжения согласно установленным требованиям действующих нормативных правовых актов;

2) соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей;

3) необходимый запас устойчивости ЕЭС Казахстана или изолированной сети;

4) минимум потерь электроэнергии в электрических сетях.

987. На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованных устройствами РПН, питающих распределительные сети 6-35 кВ, включаются автоматические регуляторы напряжения. Отключение автоматических регуляторов допускается по заявке. На трансформаторах в распределительной сети 6-35 кВ используются ответвления переключателей без возбуждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на вводах приемников в сетях 0,4 кВ, соответствующего требованиям действующего стандарта. Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов корректируется в соответствии с изменениями сети и нагрузки. Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов утверждаются начальником диспетчерской службы энергообъекта.

988. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше осуществляется в контрольных пунктах, в соответствии с утвержденными на каждый квартал графиками напряжения в функции времени или характеристиками зависимости напряжения от параметров режима с учетом состава включенного оборудования.

Характеристики регулирования и графики напряжения в контрольных пунктах определяются службами РДЦ, Системного оператора Казахстана на предстоящий квартал и корректируются, при краткосрочном планировании режима.

Контрольные пункты устанавливаются соответствующими диспетчерскими службами и диспетчерскими управлениями в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в электросетях ЕЭС Казахстана.

Регулирование напряжения осуществляется преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии - оперативно-диспетчерским персоналом энергообъектов под контролем диспетчера электрических сетей, РДЦ, НДЦ СО Казахстана.

989. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером НДЦ СО Казахстана или РДЦ, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах утверждаются главным диспетчером НДЦ СО Казахстана или РДЦ. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчерами РДЦ, оперативно-диспетчерских служб электрических сетей, а также графики напряжения и характеристики регулирования в них утверждаются техническим руководителем РДЦ, энергообъекта.

990. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей устанавливается при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем.

991. Для контролируемых диспетчером РДЦ узловых пунктов электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами устанавливаются аварийные пределы снижения напряжения, определяемые условиями статической устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки.

Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативно-диспетчерскому персоналу электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами необходимо самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчерам РДЦ, НДЦ СО Казахстана необходимо оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем перераспределения реактивной и активной мощности между ними. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных контрольных пунктах выше значений, предельно допустимых для оборудования.

В тех узлах электрической сети ЕЭС Казахстана, где возможно снижение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изменении режима работы или схемы сети, устанавливается автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения устойчивости в узле.

992. Регулирование параметров тепловых сетей обеспечивает поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных пунктах.

Обеспечивается отклонение температуры теплоносителя от заданных значений при кратковременном (не более 3 часов) изменении утвержденного графика, если иное не предусмотрено договорными отношениями между тепловыми сетями и потребителями тепла.

993. Регулирование в тепловых сетях осуществляется автоматически или вручную путем воздействия на:

1) работу источников и потребителей тепла;

2) гидравлический режим тепловых сетей, в том числе изменением перетоков и режимов работы насосных станций и теплоприемников;

3) режим подпитки путем поддержания постоянной готовности водоподготовительных установок теплоисточников к покрытию изменяющихся расходов подпиточной воды.

Параграф 4. Управление оборудованием

994. Оборудование энергообъектов, принятых в эксплуатацию, находится в одном из четырех оперативных состояний: работе, резерве, ремонте или консервации.

995. Вывод энергооборудования, устройств релейной защиты и автоматики, устройств ТАИ, а также оперативно-информационных комплексов и средств диспетчерского и технологического управления (далее - СДТУ) из работы и резерва в ремонт и для испытания, осуществляются по утвержденному плану техническим руководителем организации, оформляется заявкой, подаваемой согласно перечням на их оперативное управление и оперативное ведение в соответствующую диспетчерскую службу.

Сроки подачи заявок и сообщений об их разрешениях на допуски устанавливаются соответствующей диспетчерской службой. Заявки утверждаются техническим руководителем электростанции или сети.

996. Испытания, в результате которых может существенно измениться режим электрической сети, ЕЭС Казахстана, проводятся по рабочей программе, утвержденной техническим руководителем энергообъекта и согласованной с главным диспетчером РДЦ, НДЦ СО Казахстана (по оперативной подчиненности).

Рабочие программы других испытаний оборудования энергообъектов утверждаются техническими руководителями энергообъектов.

Рабочая программа испытаний представляется на утверждение и согласование не позднее, чем за 7 рабочих дней до их начала.

997. Заявки делятся на плановые, соответствующие утвержденному плану ремонта и отключений, и срочные для проведения внепланового и неотложного ремонта. Срочные заявки допускается подавать в любое время суток непосредственно диспетчеру, в управлении или ведении которого находится отключаемое оборудование.

Диспетчер может разрешить допуск к ремонту лишь на срок в пределах своей смены. Разрешение на допуск на более длительный срок выдается главным диспетчером (начальником диспетчерской службы) энергообъекта, РДЦ, НДЦ СО Казахстана.

998. При необходимости немедленного отключения оборудование отключается оперативным персоналом энергообъекта, где установлено отключаемое оборудование, в соответствии с требованиями производственных инструкций с предварительным, если это возможно, или последующим уведомлением вышестоящего оперативно-диспетчерского персонала.

После останова оборудования оформляется срочная заявка с указанием причин и ориентировочного срока ремонта.

999. Допуск на вывод или перевод в капитальный, средний или текущий ремонт основного оборудования энергообъекта, находящегося в ведении или управлении энергообъекта, НДЦ СО Казахстана, РДЦ, выдается по заявке диспетчерской службой энергообъекта, РДЦ соответственно.

1000. Время операций, связанных с выводом в ремонт и вводом в работу оборудования и линий электропередачи, а также растопкой котла, пуском турбины и набором на них требуемой нагрузки, включается в срок ремонта, разрешенного по заявке.

В том случае, когда по какой-либо причине оборудование не было отключено в намеченный срок, длительность ремонта сокращается, а дата включения остается прежней. Срок ремонта продлевает диспетчерская служба энергообъекта, РДЦ, НДЦ СО Казахстана (по оперативной подчиненности).

1001. Вывод оборудования из работы и резерва или испытания могут быть выполнены лишь с разрешения начальника смены электростанции или соответствующего диспетчера сетей, РДЦ, НДЦ СО Казахстана непосредственно перед выводом из работы и резерва оборудования или перед проведением испытаний.

1002. Персонал электростанции или электрических сетей без разрешения начальника смены электростанции, диспетчера электрических сетей, РДЦ, НДЦ СО Казахстана не осуществляет отключения, включения, испытания и изменения установок системной автоматики, а также включение, испытания и изменения уставок автоматики, а также СДТУ, находящихся в ведении или управлении соответствующего диспетчера (начальника смены электростанции).

Проверка (испытания) устройств релейной защиты и автоматики, аппаратура которых расположена на двух и более объектах, выполняется одновременно на всех этих объектах.

1003. Начальнику смены электростанции, диспетчеру электрических сетей, РДЦ, НДЦ СО Казахстана при изменениях схем электрических соединений необходимо проверить и привести в соответствие новому состоянию этих схем настройку защит, системы противоаварийной и режимной автоматики.

1004. Оборудование считается введенным в работу из ремонта после уведомления эксплуатирующей организацией о завершении ремонтных работ, включения его в сеть и закрытия оперативной заявки.

1005. Нарушение режима или повреждение оборудования с выводом его по разрешенной срочной заявке или разрешению на перевод в капитальный, средний или текущий ремонт оформляется как нарушение (авария или отказ) в соответствии с требованиями Правил проведения расследования и учета технологических нарушений в работе единой электроэнергетической системы, электростанций, районных котельных, электрических и тепловых сетей, утвержденных приказом Министра энергетики Республики Казахстан от 20 февраля 2015 года № 121 (зарегистрирован в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов № 10558).