6.3.1. Управление режимами работы объектов оперативно-диспетчерского управления должно осуществляться в соответствии с заданным диспетчерским графиком.

6.3.2. При изменении режимных условий (составляющих баланса мощности, схемы электрической сети и обеспеченности электростанций энергоресурсами) диспетчер должен скорректировать диспетчерский график нижестоящего уровня оперативно-диспетчерского управления.

Коррекция диспетчерского графика должна быть зафиксирована диспетчером в оперативно-диспетчерской документации с указанием причины коррекции.

О всех вынужденных (фактических и ожидаемых) отклонениях от заданного диспетчерского графика оперативно-диспетчерский персонал обязан немедленно доложить диспетчеру вышестоящего уровня диспетчерского управления для принятия решения о коррекции диспетчерского графика.

Электростанции обязаны по распоряжению диспетчера энергосистемы немедленно повышать нагрузку до полной рабочей мощности или снижать ее до технического минимума со скоростью, определяемой соответствующими инструкциями.

При необходимости диспетчер ЦДС, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России должен дать распоряжение о включении агрегатов из резерва или выводе их в резерв.

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

Диспетчер энергосистемы имеет право изменить кратковременно (не более чем на 3 ч) график тепловой сети. Понижение температуры сетевой воды допускается до 10°С по сравнению со значением ее в утвержденном графике. При наличии среди потребителей промпредприятий с технологической нагрузкой или тепличных хозяйств значение понижения температуры должно быть согласовано с ними. Не допускается понижать температуру ниже минимальной, принятой для сетевой воды.

О вынужденных отклонениях от графика оперативно-диспетчерский персонал электростанции и теплоисточника должен немедленно сообщать дежурному диспетчеру энергосистемы и диспетчеру тепловой сети.

6.3.3. На электростанциях, в АО-энерго, ОЭС, ЕЭС России должно осуществляться непрерывное круглосуточное регулирование текущего режима работы по частоте и активной мощности, обеспечивающее:

- исполнение заданных диспетчерских графиков активной мощности;

- поддержание частоты в нормированных пределах;

- поддержание перетоков активной мощности исходя из условий обеспечения надежности функционирования ОЭС и ЕЭС России;

- корректировку заданных диспетчерских графиков и режимов работы ОЭС и ЕЭС России при изменении режимных условий.

Регулирование частоты и перетоков активной мощности должно осуществляться совместным действием систем первичного и вторичного регулирования.

Первичное регулирование частоты должно осуществляться всеми электростанциями путем изменения мощности под воздействием автоматических регуляторов частоты вращения роторов турбоагрегатов и производительности котлов, реакторов и т.п. При этом диапазон и статизм регулирования, а также зона нечувствительности по частоте должны быть заданы или согласованы ОДУ или ЦДУ ЕЭС России.

Вторичное регулирование должно осуществляться оперативно либо автоматически (с использованием систем автоматического регулирования частоты и перетоков мощности - АРЧМ) выделенными для этих целей электростанциями.

В целях непротиводействия первичному регулированию вторичное регулирование должно осуществляться с коррекцией по частоте (частотной коррекцией).

6.3.4. Для осуществления регулирования текущего режима по частоте и перетокам активной мощности в ЕЭС России, ОЭС и энергосистемах должны планироваться, задаваться и постоянно поддерживаться соответствующие резервы мощности на регулирующих режим электростанциях.

Задание и распределение резерва активной мощности для первичного и вторичного регулирования, достаточного для компенсации возникших небалансов мощности при аварийных отключеньях крупных энергоблоков или узлов энергопотребления, а также при отклонении фактической генерации или потребления от диспетчерского графика должны осуществлять ЦДУ ЕЭС России и ОДУ (энергосистема).

Резерв должен задаваться и поддерживаться в обоих направлениях изменения мощности и быть готовым к реализации за время, определенное ЦДУ ЕЭС России и ОДУ (энергосистемой).

6.3.5. Использование системы автоматического управления и режимов работы, препятствующих изменению мощности при изменениях частоты (ограничители мощности и регуляторы давления "до себя" на турбинах, режим скользящего давления при полностью открытых клапанах турбин, регуляторы мощности без частотной коррекции, отключение регуляторов мощности или устройств автоматического регулирования производительности котельных установок и т.п.), допускается только временно при неисправности основного оборудования с разрешения технического руководителя АО-энерго.

После изменения мощности, вызванного изменением частоты, персонал электростанций вправе вмешиваться в процесс регулирования мощности в следующих случаях:

- после восстановления частоты 50 Гц;

- с разрешения диспетчера ЦДС;

- при выходе мощности за допустимые при данном состоянии оборудования пределы.

6.3.6. При снижении частоты ниже установленных пределов диспетчер ЕЭС России или изолированно работающей ОЭС (энергосистемы) должен ввести в действие имеющиеся резервы мощности.

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

6.3.7. При возникновении перегрузки межсистемных линий электропередачи диспетчер должен ликвидировать ее путем мобилизации резервов активной мощности. А в случае их исчерпания и сохранения перегрузки - путем ограничения (отключения) потребителей.

6.3.8. При аварийных отклонениях частоты персонал электростанций должен принимать участие в восстановлении частоты в соответствии с указаниями местной инструкции или по указанию вышестоящего диспетчера.

6.3.9. Ответственность за поддержание частоты в ЕЭС России в нормируемых ГОСТ пределах несут руководители и оперативно-диспетчерский персонал:

ЦЦУ ЕЭС России (а в изолированно работающих ОЭС и энергосистемах - соответственно ОДУ и ЦДС) - за необходимость и достаточность мер по регулированию частоты, задания необходимого объема и диапазона резерва активной мощности в ЕЭС России (ОЭС, энергосистеме), задания сальдо перетоков мощности по ОЭС и АО-энерго, задания рабочей мощности и нагрузки электростанциям;

ОДУ и АО-энерго - за выполнение заданных значений сальдо перетоков мощности с коррекцией по частоте и поддержание заданных объемов и диапазона резервов активной мощности, задания рабочей мощности и нагрузки электростанциям;

Электростанций - за выполнение заданий по рабочей мощности, несение заданной нагрузки и участие в первичном регулировании частоты, а для выделенных электростанций - также и во вторичном регулировании частоты и перетоков мощности.

Руководители, оперативно-диспетчерский персонал и Энергосбыт АО-энерго несут ответственность за своевременную и эффективную разгрузку потребителей при вводе в действие графиков ограничения нагрузки и отключения потребителей.

6.3.10. При регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:

- соответствие показателей напряжения требованиям ГОСТ 13109-97;

- соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии сданными заводов-изготовителей и циркуляров);

- необходимый запас устойчивости энергосистем;

- минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.

6.3.11. На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованных устройствами РПН, питающих распределительные сети 6-35 кВ, должны быть включены автоматические регуляторы напряжения.

Отключение автоматических регуляторов допускается только по заявке. На трансформаторах в распределительной сети 6-35 кВ должны использоваться ответвления переключателей без возбуждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на выводах приемников в сетях 0,4 кВ требованиям ГОСТ 13109-97.

Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями схемы сети и нагрузки.

Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены начальником диспетчерской службы энергообъекта.

6.3.12. Регулирование напряжения в сети 110 кВ и выше должно осуществляться 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 должны быть определены службами АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России на предстоящий квартал и корректироваться, если необходимо, при краткосрочном планировании режима.

Контрольные пункты должны быть установлены соответствующими диспетчерскими службами и диспетчерскими управлениями в зависимости от степени влияния уровня напряжения в этом пункте на устойчивость и потери электроэнергии в энергосистеме, ОЭС, ЕЭС России.

Регулирование напряжения должно осуществляться преимущественно средствами автоматики и телемеханики, а при их отсутствии - оперативно-диспетчерским персоналом энергообъектов под контролем диспетчера электрических сетей, энергосистемы, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России.

6.3.13. Перечень пунктов, напряжение которых контролируется диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ, а также графики напряжения и характеристики регулирования в этих пунктах должны быть утверждены главным диспетчером ЦДУ ЕЭС России или ОДУ. Перечень пунктов, напряжение которых должно контролироваться диспетчером ЦДС, оперативно-диспетчерских служб электрических сетей, а также графики напряжения и характеристики регулирования в них должны быть утверждены техническим руководителем АО-энерго, энергообъекта.

6.3.14. Порядок использования источников реактивной мощности потребителей должен быть задан при заключении договоров между энергоснабжающей организацией и потребителем. При необходимости диспетчеры ОДУ и ЦДУ ЕЭС России должны использовать источники реактивной мощности у потребителей для регулирования напряжения в контрольных точках.

6.3.15. Для контролируемых диспетчером ЦДС узловых пунктов электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должны быть установлены аварийные пределы снижения напряжения, определяемые условиями статической устойчивости энергосистемы и узлов нагрузки.

Если напряжение в этих пунктах снижается до указанного аварийного предела, оперативно-диспетчерский персонал электростанций и подстанций с синхронными компенсаторами должен самостоятельно поддерживать напряжение путем использования перегрузочной способности генераторов и компенсаторов, а диспетчеры ЦДС АО-энерго, ОДУ, ЦДУ ЕЭС России должны оказывать электростанциям и электрическим сетям помощь путем мобилизации резервов средств по регулированию напряжения в прилегающих районах. При этом не разрешается поднимать напряжение в отдельных контрольных пунктах выше значений, предельно допустимых для оборудования.

В тех узлах энергосистемы, ОЭС, ЕЭС России, где возможно снижение напряжения ниже аварийно допустимого предела при изменении режима работы или схемы сети, должна быть установлена автоматика отключения нагрузки в объеме, необходимом для предотвращения нарушения устойчивости в узле.

6.3.16. Регулирование параметров тепловых сетей должно обеспечивать поддержание заданного давления и температуры теплоносителя в контрольных пунктах.

Допускается отклонение температуры теплоносителя от заданных значений при кратковременном (не более 3 ч) изменении утвержденного графика, если иное не предусмотрено договорными отношениями между энергосистемой и потребителями тепла.

6.3.17. Регулирование в тепловых сетях должно осуществляться автоматически или вручную путем воздействия на:

- работу источников и потребителей тепла;

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

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