6.2.1. Управление режимами работы электростанций и сетей должно осуществляться на основе расчетов и данных долгосрочного и краткосрочного планирования.

6.2.2. При планировании режимов работы должны быть обеспечены:

- сбалансированность потребления и нагрузки электростанций с учетом внешних перетоков АО-энерго, ОЭС и ЕЭС России;

- минимизация затрат на производство и передачу электроэнергии при обеспечении требуемой надежности с учетом режимных условий (составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и обеспеченности электрических станций энергоресурсами), условий заключенных договоров на поставки электрической энергии и мощности и действующих правил купли-продажи электрической энергии и мощности;

- поддержание требуемых резервов активной и реактивной мощности.

6.2.3. При планировании режимов должны учитываться и использоваться следующие данные:

- прогноз потребления АО-энерго, ОЭС и ЕЭС России электрической энергии и мощности на год, квартал, месяц, неделю, сутки и каждые полчаса (час);

- характеристики электрических станций сточки зрения готовности их оборудования к несению нагрузки и обеспеченности энергоресурсами, а также технико-экономические характеристики оборудования;

- характеристики электрических сетей, используемых для передачи и распределения электроэнергии, с точки зрения пропускной способности, потерь и других характеристик;

- нормы расхода гидроэнергоресурсов, устанавливаемые для ГЭС действующими межведомственными документами и заданиями государственных органов с учетом интересов других водопользователей (судоходства, орошения, рыбного хозяйства, водоснабжения и др.).

6.2.4. При долгосрочном планировании должен осуществляться расчет балансов электрической энергии и мощности на периоды - год, квартал, месяц:

- годовой баланс электрической энергии и мощности должен включать в себя годовой баланс электрической энергии с разбивкой по каждому кварталу года и баланс электрической мощности на час максимума нагрузки характерного рабочего дня каждого месяца года;

- квартальный баланс электрической энергии и мощности должен включать в себя квартальный баланс электрической энергии с разбивкой по каждому месяцу квартала и баланс электрической мощности на час максимума нагрузки характерного рабочего дня каждого месяца квартала;

- месячный баланс электрической энергии и мощности должен включать в себя месячный баланс электрической энергии с разбивкой по неделям месяца и баланс электрической мощности на час максимума нагрузки характерного рабочего дня каждой недели месяца.

6.2.5. При краткосрочном планировании должен осуществляться расчет балансов электрической энергии и мощности на каждый день недели, а также расчет диспетчерского графика.

Диспетчерский график должен включать в себя заданные объектам оперативно-диспетчерского управления получасовые (часовые) значения мощности генерации, потребления, перетоков мощности, а также значения заданных резервов мощности и уровней напряжения.

Диспетчерский график должен быть выдан соответствующему диспетчеру на каждом уровне оперативно-диспетчерского управления после утверждения соответственно главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, начальником ЦДС, техническим руководителем энергообъекта.

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. Планирование капитальных, средних и текущих ремонтов основного оборудования и сооружений (дымовых труб, градирен и др.) электростанций на предстоящий год должно производиться на основании нормативов и заданных значений ремонтной мощности по месяцам года.

Графики ремонтов должны быть 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 релейной защиты и автоматики, средств связи и диспетчерского управления, 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. Контрольные измерения потокораспределения, нагрузок и уровней напряжения в электрических сетях энергосистем, ОЭС и ЕЭС России должны производиться 2 раза в год - в третью среду июня и декабря.

Эти данные должны использоваться для расчетов электрических режимов, при долгосрочном и краткосрочном планировании и при составлении перспективных, на несколько лет, планов и балансов.

6.2.9. Центральное диспетчерское управление ЕЭС России, ОДУ и ЦДС АО-энерго периодически 2 раза в год, а также при вводе новых генерирующих мощностей и сетевых объектов должны производить:

- расчеты электрических режимов для определения значений допустимых перетоков активной мощности и уровней напряжения;

- проверку соответствия настройки устройств противоаварийной автоматики складывающимся электрическим режимам;

- 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 при необходимости инструкций для оперативного персонала по ведению режима и использованию средств противоаварийной и режимной автоматики;

- определение потребности в установке новых устройств противоаварийной и режимной автоматики.

6.2.10. 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 ПТУ при снижении частоты;

- автоматического перевода гидроагрегатов, работающих в системе 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.

6.2.11. 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 АО-энерго.

Условия подключения к САОН должны быть установлены энергоснабжающей организацией.

Решения о вводе САОН в работу должны приниматься ЦДУ ЕЭС России, ОДУ, техническим руководителем АО-энерго.

6.2.12. 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.

6.2.13. В каждой энергосистеме на основе заданий ЦДУ ЕЭС России ОДУ должны ежегодно разрабатывать и утверждать графики ограничения потребителей и отключения нагрузки при недостатке электрической энергии и мощности.