Утверждены

приказом Минэнерго России

от 9 декабря 2024 г. N 2398

ИЗМЕНЕНИЯ,

КОТОРЫЕ ВНОСЯТСЯ В НЕКОТОРЫЕ АКТЫ МИНЭНЕРГО РОССИИ

ПО ВОПРОСАМ ДИСТАНЦИОННОГО УПРАВЛЕНИЯ ИЗ ДИСПЕТЧЕРСКИХ

ЦЕНТРОВ СУБЪЕКТА ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОГО УПРАВЛЕНИЯ

В ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКЕ И ЕГО ОРГАНИЗАЦИИ

1. В Правилах разработки и применения графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики, утвержденных приказом Минэнерго России от 6 июня 2013 г. N 290 <1>:

--------------------------------

<1> Зарегистрирован Минюстом России 9 августа 2013 г., регистрационный N 29348, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 18 октября 2018 г. N 898 (зарегистрирован Минюстом России 14 ноября 2018 г., регистрационный N 52677).

1) пункт 16 дополнить абзацем следующего содержания:

"Включение в графики временного отключения потребления энергопринимающих устройств потребителей осуществляется с соблюдением требований пункта 37 Правил полного и (или) частичного ограничения режима потребления.";

2) абзац первый пункта 26 после слов "питающих центров" дополнить словами "и (или) с использованием средств дистанционного управления из диспетчерских центров, центров управления сетями сетевой организации";

3) абзац второй пункта 30 после слова "передаются" дополнить словами "(в том числе с использованием средств дистанционного управления)";

4) пункт 30 дополнить абзацем следующего содержания:

"При наличии технической возможности введение в действие графиков временного отключения потребления осуществляется с использованием средств дистанционного управления из диспетчерского центра путем автоматизированной передачи команд на введение в действие таких графиков из диспетчерского центра в автоматизированные системы технологического управления (далее - АСТУ) центров управления сетями сетевых организаций. В указанном случае выдача и выполнение такой диспетчерской команды осуществляются с соблюдением положений, предусмотренных пунктами 36, 38, 40 и 42 настоящих Правил, выдача диспетчерским центром команды на ввод в действие графика временного отключения потребления регистрируется средствами автоматизированных систем диспетчерского управления (далее - АСДУ) диспетчерского центра, внесение записи о выдаче такой команды в оперативный журнал не требуется.";

5) абзац первый пункта 31 после слов "диспетчерского центра" дополнить словами "(в том числе переданных с использованием средств дистанционного управления)";

6) абзац второй пункта 32 после слов "питающих центров или" дополнить словами "с использованием средств дистанционного управления из центра управления сетями сетевой организации либо";

7) пункт 36 изложить в следующей редакции:

"36. Диспетчерские команды на введение в действие графиков временного отключения потребления передаются диспетчерским персоналом диспетчерского центра оперативному персоналу первичного получателя команд об аварийных ограничениях, а при наличии технической возможности - с использованием средств дистанционного управления из диспетчерского центра путем автоматизированной передачи команд на введение в действие таких графиков из диспетчерского центра в АСТУ центра управления сетями первичного получателя команд об аварийных ограничениях.

По согласованию между субъектом оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и первичными получателями команд об аварийных ограничениях диспетчерские команды на введение в действие графиков временного отключения потребления выдаются диспетчерским персоналом диспетчерского центра оперативному персоналу объектов по производству электрической энергии, к которым технологически присоединены энергопринимающие устройства потребителей, или непосредственно потребителям (при наличии каналов прямой диспетчерской связи между соответствующим диспетчерским центром и такими объектами по производству электрической энергии или потребителями).

При получении от диспетчерского персонала диспетчерского центра диспетчерской команды на введение в действие графиков временного отключения потребления оперативный персонал первичного получателя команд об аварийных ограничениях должен распределить заданные диспетчерским центром объемы аварийных ограничений и обеспечить реализацию графиков временного отключения за требуемое диспетчерской командой время.

В случае если в соответствии с абзацем четвертым пункта 30 настоящих Правил передача команды на введение в действие графиков временного отключения потребления осуществляется автоматизированно с использованием средств дистанционного управления из диспетчерского центра, при поступлении такой команды в АСТУ центра управления сетями первичным получателем команд об аварийных ограничений посредством указанных АСТУ должны быть обеспечены:

автоматическое распределение заданных диспетчерским центром объемов аварийных ограничений;

реализация графиков временного отключения за требуемое диспетчерским центром время, в том числе с использованием средств дистанционного управления из центра управления сетями и питающих центров сетевой организации;

передача информации о выполнении команды на введение в действие графиков временного отключения потребления из АСТУ центра управления сетями в АСДУ диспетчерского центра.

Независимо от способа передачи команды на введение в действие графиков временного отключения потребления (путем передачи голосовой диспетчерской команды или автоматизированно с использованием средств дистанционного управления из диспетчерского центра):

о выполнении указанной команды получивший ее оперативный персонал должен уведомить диспетчерский персонал диспетчерского центра;

при реализации графиков временного отключения потребления в первоочередном порядке должно осуществляться отключение нагрузки потребления, в отношении которой имеется техническая возможность дистанционного ввода таких графиков.";

8) в пункте 38:

абзац первый изложить в следующей редакции:

"38. Действия по временному отключению потребления в порядке и сроки, предусмотренные графиками временного отключения потребления и диспетчерской командой (командой дистанционного управления) о введении в действие указанных графиков, производятся оперативным персоналом сетевых организаций, иных собственников и законных владельцев объектов электросетевого хозяйства, оперативным персоналом объектов по производству электрической энергии, к которым присоединены энергопринимающие устройства потребителей, и (или) оперативным персоналом потребителей, а также автоматически с использованием средств дистанционного управления из центров управления сетями и питающих центров сетевой организации.";

абзац второй после слов "диспетчерской команды" дополнить словами "(команды дистанционного управления)";

9) абзац первый пункта 40 после слов "диспетчерскую команду" дополнить словами "(команду дистанционного управления)";

10) пункт 42 дополнить абзацами следующего содержания:

"В случае, указанном в абзаце четвертом пункта 30 настоящих Правил, первичным получателем команд об аварийных ограничениях должны быть обеспечены:

автоматическое формирование посредством АСТУ центра управления сетями фактических суммарных объемов аварийных ограничений, введенных по графикам временного отключения потребления, с их разделением на объемы аварийных ограничений, введенные с использованием средств дистанционного управления и введенные действиями оперативного персонала, по каждому питающему центру с высшим классом напряжения 110 кВ и выше сетевой организации и для каждого заданного времени ввода аварийных ограничений;

автоматическая передача информации, указанной в абзаце четвертом настоящего пункта, из АСТУ центра управления сетями в АСДУ диспетчерского центра.";

11) пункт 50 дополнить абзацем следующего содержания:

"При реализации управляющих воздействий устройств противоаварийной автоматики на отключение нагрузки потребителей перевод электроснабжения отключаемой нагрузки потребления на другие центры питания не допускается, за исключением перевода нагрузки на электроснабжение от автономных резервных источников питания.";

12) в приложениях N 4, N 5 слова "ОАО "СО ЕЭС" заменить словами "АО "СО ЕЭС";

13) в приложении N 6:

слова "ОАО "СО ЕЭС" заменить словами "АО "СО ЕЭС";

таблицу изложить в следующей редакции:

"

".

14) таблицу в разделе 1 приложения N 8 изложить в следующей редакции:

"

".

2. В требованиях к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Правила предотвращения развития и ликвидации нарушений нормального режима электрической части энергосистем и объектов электроэнергетики", утвержденных приказом Минэнерго России от 12 июля 2018 г. N 548 <2>:

--------------------------------

<2> Зарегистрирован Минюстом России 20 августа 2018 г., регистрационный N 51938, с изменениями, внесенными приказами Минэнерго России от 13 февраля 2019 г. N 99 (зарегистрирован Минюстом России 14 марта 2019 г., регистрационный N 54038), от 4 октября 2022 г. N 1070 (зарегистрирован Минюстом России 6 декабря 2022 г., регистрационный N 71384).

1) абзац второй пункта 2 изложить в следующей редакции:

"субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике - системного оператора электроэнергетических систем России (далее - субъект оперативно-диспетчерского управления);";

2) абзац первый пункта 18 после слов "Диспетчерские команды" дополнить словами "(команды дистанционного управления)";

3) пункт 19 после слов "центре управления ВЭС (СЭС)," дополнить словами "центре управления каскадом малых ГЭС,";

4) абзац первый пункта 24 после слов "центре управления ВЭС (СЭС)," дополнить словами "центре управления каскадом малых ГЭС,";

5) дополнить пунктом 26(3) следующего содержания:

"26(3). Центр управления каскадом малых ГЭС должен разрабатывать и утверждать инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электроустановках ГЭС, оборудование и устройства которых находятся в технологическом управлении или ведении центра управления каскадом малых ГЭС. Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями Правил, с соблюдением требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима всех ДЦ, к объектам диспетчеризации которых относятся оборудование и устройства ГЭС, в отношении которых центр управления каскадом малых ГЭС осуществляет функции технологического управления или ведения, а также требований инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима ЦУС, в технологическом управлении которого находятся ЛЭП, отходящие от таких ГЭС.";

6) пункт 28 изложить в следующей редакции:

"28. Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, разрабатываемые в соответствии с пунктами 26, 26(1), 26(2), 26(3) Правил, а также инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, разрабатываемые в соответствии с пунктом 27 Правил для электростанций, подлежат согласованию с ДЦ, указанными в пунктах 26, 26(1), 26(2), 26(3) и 27 Правил.

Инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, разрабатываемые в соответствии с пунктом 27 Правил для подстанций, подлежат согласованию с ДЦ, указанными в пункте 27 Правил, за исключением случаев, указанных в абзаце третьем настоящего пункта.

В случае если оборудование, устройства РЗА подстанции и (или) отходящие от нее ЛЭП находятся в технологическом управлении или ведении ЦУС, и ДЦ согласована инструкция по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима в электроустановках объектов электросетевого хозяйства, находящихся в технологическом управлении или ведении указанного ЦУС, разработанная в соответствии с пунктом 26 Правил, с ДЦ подлежат согласованию инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, разрабатываемые в соответствии с пунктом 27 Правил для таких подстанций, только в отношении не менее чем трех подстанций с высшим классом напряжения 110 кВ и выше в зоне эксплуатационной ответственности каждого ЦУС. Перечень подстанций, для которых инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима подлежат согласованию с ДЦ, определяется ДЦ и должен быть в письменном виде доведен им до сетевой организации.

В случае если ЛЭП, оборудование и устройства объекта электроэнергетики или отходящие от него ЛЭП отнесены к объектам диспетчеризации нескольких ДЦ, распределение функций по согласованию инструкций между ДЦ определяется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Рассмотрение и согласование ДЦ инструкций по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима и вносимых в них изменений осуществляются в части самостоятельных действий оперативного персонала по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима, связанных с изменением технологических режимов работы и (или) эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, в том числе в случае отсутствия (потери) связи с ДЦ.

При внесении владельцами объектов электроэнергетики (их филиалами), потребителями электрической энергии изменений в согласованные с ДЦ инструкции по предотвращению развития и ликвидации нарушений нормального режима без их переутверждения в новой редакции такие изменения подлежат согласованию с ДЦ только в случае, если вносимые изменения относятся к самостоятельным действиям оперативного персонала, указанным в абзаце пятом настоящего пункта.

Согласование указанных в настоящем пункте инструкций с ДЦ осуществляется в порядке, определяемом в соответствии с пунктом 42 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937.";

7) пункт 48 после слов "в ИУС 6 - 2017)," дополнить словами "с изменением N 1, утвержденным и введенным в действие приказом Росстандарта от 23 ноября 2021 г. N 1547-ст (далее - ГОСТ Р 57382-2017),";

8) в абзаце втором пункта 49 слова ", указанные в приложении к Правилам" заменить словами "раздела 5 ГОСТ Р 57382-2017";

9) в пункте 62 слова "в приложении к Правилам" заменить словами "в разделе 5 ГОСТ Р 57382-2017";

10) приложение признать утратившим силу.

3. В Правилах переключений в электроустановках, утвержденных приказом Минэнерго России от 13 сентября 2018 г. N 757 <3>:

--------------------------------

<3> Зарегистрирован Минюстом России 22 ноября 2018 г., регистрационный N 52754, с изменениями, внесенными приказами Минэнерго России от 23 июня 2022 г. N 582 (зарегистрирован Минюстом России 29 июля 2022 г., регистрационный N 69462), от 12 августа 2022 г. N 811 (зарегистрирован Минюстом России 7 октября 2022 г., регистрационный N 70433), от 4 октября 2022 г. N 1070 (зарегистрирован Минюстом России 6 декабря 2022 г., регистрационный N 71384), от 1 сентября 2023 г. N 714 (зарегистрирован Минюстом России 20 декабря 2023 г., регистрационный N 76509).

1) пункт 3 дополнить абзацем следующего содержания:

"ГЭС - гидравлическая электростанция.";

2) пункт 4 дополнить абзацем следующего содержания:

"инструкций по производству переключений в электроустановках гидравлических электростанций установленной генерирующей мощностью 50 мегаватт и менее каждая, посредством автоматизированных систем управления которых обеспечивается работа таких электростанций в автоматическом режиме без вмешательства оперативного персонала с обеспечением изменения технологических режимов работы и эксплуатационного состояния оборудования и устройств с использованием средств дистанционного управления, обеспечением управления водным режимом и выполнением установленных ограничений работы основного и вспомогательного оборудования, а также безопасную эксплуатацию гидротехнических сооружений (далее - малая ГЭС), утверждаемых центрами управления каскадами малых ГЭС.";

3) пункт 5 после слов "центра управления ВЭС (СЭС)," дополнить словами "центра управления каскадом малых ГЭС,";

4) в абзаце седьмом пункта 7 слова "обладающих всеми отличительными свойствами подстанций нового поколения, указанными" заменить словами "и соответствующих всем условиям, указанным";

5) дополнить пунктом 8(3) следующего содержания:

"8(3). Центры управления каскадами малых ГЭС должны разрабатывать и утверждать инструкции по производству переключений в электроустановках малых ГЭС, оборудование которых находится в технологическом управлении или ведении центра управления каскадом малых ГЭС. Указанные инструкции должны разрабатываться в соответствии с требованиями Правил и с соблюдением требований инструкций по производству переключений в электроустановках всех ДЦ, к объектам диспетчеризации которых относятся оборудование и устройства малых ГЭС, в отношении которых центр управления каскадом малых ГЭС осуществляет функции технологического управления и ведения, а также требований инструкции по производству переключений в электроустановках, утвержденной ЦУС, в технологическом управлении которого находятся ЛЭП, отходящие от таких ГЭС.";

6) абзац второй пункта 10 после слов "центра управления ВЭС (СЭС)" дополнить словами ", центра управления каскадом малых ГЭС";

7) пункт 11 дополнить словами "(далее - Правила технологического функционирования электроэнергетических систем)";

8) абзац десятый пункта 13 после слов "центров управления ВЭС (СЭС)," дополнить словами "центров управления каскадами малых ГЭС,";

9) в пункте 14:

абзац одиннадцатый после слов "центров управления ВЭС (СЭС)," дополнить словами "центров управления каскадами малых ГЭС,";

в абзаце шестнадцатом слова "и обладающих всеми отличительными свойствами подстанций нового поколения" заменить словами "и соответствующих всем условиям, указанным в пункте 193 Правил";

10) дополнить пунктом 14(2) следующего содержания:

"14(2). На рабочем месте оперативного персонала центра управления каскадом малых ГЭС должна находиться следующая документация по производству переключений в электроустановках:

инструкция центра управления каскадом малых ГЭС по производству переключений в электроустановках малых ГЭС;

перечень сложных переключений;

нормальные (временные нормальные) схемы электрических соединений малых ГЭС, в отношении которых центр управления каскадом малых ГЭС осуществляет функции технологического управления или ведения;

оперативные схемы электрических соединений малых ГЭС, в отношении которых центр управления каскадом малых ГЭС осуществляет функции технологического управления или ведения;

типовые бланки переключений;

незаполненные пронумерованные экземпляры бланков переключений;

утвержденные типовые программы переключений ДЦ, ЦУС по выводу из работы (вводу в работу) ЛЭП, устройств РЗА (для оперативного персонала центра управления каскадом малых ГЭС, получающего команды на производство переключений по типовым программам переключений от диспетчерского персонала ДЦ или оперативного персонала ЦУС);

списки диспетчерского персонала ДЦ и оперативного персонала ЦУС, допущенного к ведению оперативных переговоров и производству переключений в электроустановках, если оборудование и устройства малых ГЭС, в отношении которых центр управления каскадом малых ГЭС осуществляет функции оперативно-технологического управления, или отходящие от них ЛЭП находятся в диспетчерском управлении (ведении) ДЦ или технологическом управлении (ведении) ЦУС;

список работников, допущенных к ведению оперативных переговоров и производству переключений в электроустановках на малых ГЭС;

список персонала, имеющего право контролировать переключения в электроустановках на оборудовании малых ГЭС;

список персонала субъекта электроэнергетики, уполномоченного выдавать разрешение на деблокирование при неисправности оперативной блокировки на малых ГЭС;

перечень электроустановок малых ГЭС, не оборудованных блокировочными устройствами или имеющих неисправные блокировочные устройства (при их наличии).";

11) пункт 15 дополнить абзацем следующего содержания:

"список оперативного персонала центра управления каскадом малых ГЭС, допущенного к ведению оперативных переговоров и производству переключений в электроустановках, - для малой ГЭС, в отношении которой функции оперативно-технологического управления осуществляются центром управления каскадом малых ГЭС.";

12) в абзаце втором пункта 16 слова "утверждаемыми Минэнерго России в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937 "Об утверждении Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации" (Собрание законодательства Российской Федерации, 2018, N 34, ст. 5483; 2021, N 6, ст. 985)" заменить словами "утвержденными приказом Минэнерго России от 1 сентября 2022 г. N 894 <1>";

13) абзац второй пункта 16 дополнить сноской 1 следующего содержания:

"<1> Зарегистрирован Минюстом России 13 октября 2022 г., регистрационный N 70492.";

14) абзац первый пункта 17 после слов "центра управления ВЭС (СЭС)," дополнить словами "центра управления каскадом малых ГЭС,";

15) дополнить пунктом 18(1) следующего содержания:

"18(1). В случае создания центров управления каскадами малых ГЭС положения глав II - XVII(1) Правил, относящиеся к центрам управления ВЭС (СЭС) и их персоналу, применяются также к центрам управления каскадами малых ГЭС и персоналу таких центров, осуществляющему переключения в электроустановках. В указанном случае организация и производство переключений в электроустановках персоналом центра управления каскадом малых ГЭС осуществляются с соблюдением правил и требований, установленных Правилами для переключений в электроустановках, выполняемых оперативным персоналом центров управления ВЭС (СЭС).";

16) в пункте 37:

абзац первый после слов "персонала ДЦ" дополнить словами "(в том числе переключения, выполняемые с использованием средств дистанционного управления)";

абзац второй после слова "НСО" дополнить словами "(в том числе переключения, выполняемые с использованием средств дистанционного управления)";

17) в абзаце первом пункта 42 слова "(Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 52 (часть 2), ст. 5518; 2006, N 19, ст. 2094; 2008, N 8, ст. 743; N 46, ст. 5343; 2010, N 12, ст. 1333; 2016, N 13, ст. 1825; 2017, N 1 (часть I), ст. 178; 2017, N 11, ст. 1562; 2018, N 34, ст. 5483)" заменить словами "(далее - Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике)";

18) в пункте 140 слово "(телеуправление)" исключить;

19) в предложении первом пункта 187 слова "при выводе оборудования в ремонт и при вводе его" заменить словами "при выводе ЛЭП, оборудования в ремонт и при вводе их";

20) пункт 193 изложить в следующей редакции:

"193. Требования настоящей главы Правил распространяются на подстанции и РУ подстанций и электростанций, соответствующие одновременно следующим условиям:

наличие возможности дистанционного управления всеми коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями первичной схемы электрических соединений РУ подстанции (электростанции) с АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции) и терминалов управления каждого присоединения;

наличие автоматизированной системы управления технологическими процессами электростанции (подстанции);

наличие программной (логической) оперативной блокировки, реализуемой в АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции) и терминалах управления присоединения в составе автоматизированной системы управления технологическими процессами электростанции (подстанции);

наличие логической блокировки, исключающей возможность одновременного управления оборудованием объекта электроэнергетики с АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции) и терминалов управления присоединения.

В случае если условия, предусмотренные абзацами вторым - пятым настоящего пункта, выполняются в отношении отдельных РУ подстанции (электростанции), производство переключений в соответствии с требованиями настоящей главы осуществляется только в электроустановках таких РУ подстанции (электростанции).

Владелец объекта электроэнергетики или его филиал должен определить, выполняются ли указанные в абзацах втором - пятом настоящего пункта условия в отношении принадлежащей такому владельцу подстанции и (или) распределительного устройства подстанции (электростанции), и представить в ДЦ, в диспетчерском управлении (ведении) которого находится оборудование объекта электроэнергетики, перечень подстанций и (или) распределительных устройств подстанций (электростанций), в отношении которых выполняются все указанные условия.

Требования настоящей главы Правил также распространяются на отдельные присоединения РУ подстанций и электростанций, соответствующие одновременно следующим условиям:

наличие возможности дистанционного управления всеми коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями этого присоединения с АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции) и терминалов управления;

наличие автоматизированной системы управления технологическими процессами электростанции (подстанции);

наличие программной (логической) оперативной блокировки, реализуемой в АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции) и терминалах управления в составе автоматизированной системы управления технологическими процессами электростанции (подстанции);

наличие логической блокировки, исключающей возможность одновременного управления оборудованием объекта электроэнергетики с АРМ и терминалов управления присоединения.

Требования настоящей главы применяются в отношении присоединений, указанных в абзаце восьмом настоящего пункта, только при производстве переключений, связанных с изменением эксплуатационного состояния этих присоединений и их выключателей.";

21) абзац второй пункта 195 изложить в следующей редакции:

"Такие переключения в электроустановках должны выполняться в соответствии с требованиями Правил, предъявляемыми к переключениям, осуществляемым персоналом без использования средств дистанционного управления, без учета особенностей, предусмотренных настоящей главой Правил.";

22) дополнить пунктом 198(1) следующего содержания:

"198(1). Команды дистанционного управления и воздействия на оборудование и устройства подстанции (электростанции), осуществляемые с использованием средств дистанционного управления с АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции), регистрируются средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанции (электростанции). Фиксация таких команд и воздействий в оперативном журнале не требуется.";

23) в пункте 199:

в абзаце десятом предложение второе изложить в следующей редакции:

"Если АПВ, функции устройств РЗА выведены из работы после включения выключателей, то при вводе в работу ЛЭП их необходимо ввести в работу до начала переключений в схеме первичных электрических соединений;";

в абзаце одиннадцатом предложение второе изложить в следующей редакции:

"Если меры по предотвращению отключения выключателей принимались после включения выключателей, то при вводе в работу трансформатора (автотрансформатора, вольтодобавочного трансформатора, шунтирующего реактора) необходимо ввести в работу функции устройств РЗА, в том числе технологические защиты, до начала переключений в схеме первичных электрических соединений;";

в абзаце двадцать первом слова "подстанции нового поколения" заменить словами "подстанции (электростанции)";

в абзаце двадцать втором слова "тринадцатого, четырнадцатого, пятнадцатого и шестнадцатого" заменить словами "четырнадцатого, пятнадцатого и семнадцатого";

24) в пункте 201:

абзац первый изложить в следующей редакции:

"201. При выполнении переключений на подстанциях (в РУ подстанций, электростанций), построенных без применения КРУЭ, в случае принятия техническим руководителем владельца объекта электроэнергетики (его филиала) решения о проведении осмотра опорно-стержневой изоляции разъединителей присоединений, задействованных в предстоящих переключениях, такой осмотр должен выполняться оперативным персоналом перед началом переключений в электроустановках с записью об этом в оперативном журнале. Операции по осмотру опорно-стержневой изоляции не подлежат внесению в бланк (типовой бланк) переключений.";

в абзаце втором слова "подстанциях нового поколения" заменить словами "подстанциях (в РУ подстанций, электростанций)";

25) пункты 201(1) и 201(2) изложить в следующей редакции:

"201(1). Производство переключений в электроустановках подстанций (РУ подстанций и электростанций) осуществляется в соответствии с требованиями настоящей главы Правил с использованием средств дистанционного управления из ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), с АРМ НСО при одновременном выполнении в отношении таких подстанций (РУ подстанций и электростанций) условий, указанных в пункте 193 настоящих Правил, а также следующих дополнительных условий:

наличие технической возможности реализации дистанционного управления коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями первичной схемы электрических соединений с АРМ оперативного персонала ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), НСО;

наличие логической блокировки, исключающей возможность одновременного управления оборудованием объекта электроэнергетики с АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции), АРМ оперативного персонала ЦУС, центров управления ВЭС (СЭС), НСО, АРМ диспетчерского персонала ДЦ, индивидуальных терминалов управления присоединения;

подтверждение готовности к реализации функций дистанционного управления с АРМ оперативного персонала ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), НСО по результатам проверки готовности к осуществлению дистанционного управления, проведенной в соответствии с пунктами 23 - 25 Правил ввода объектов электроэнергетики, их оборудования и устройств в работу в составе энергосистемы, утвержденных приказом Минэнерго России от 15 января 2024 г. N 7 <2> (далее - Правила ввода в работу в составе энергосистемы).

Производство переключений в электроустановках подстанций (РУ подстанций и электростанций) осуществляется в соответствии с требованиями настоящей главы Правил с использованием средств дистанционного управления из ДЦ при одновременном выполнении в отношении таких подстанций (РУ подстанций и электростанций) следующих условий:

наличие в отношении подстанции (РУ подстанции, электростанции) технической возможности реализации дистанционного управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием электросетевого оборудования или электросетевого оборудования и устройств (функций устройств) РЗА из ДЦ, определенной в соответствии с критериями наличия технической возможности реализации дистанционного управления технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием линий электропередачи, оборудования и устройств объектов электроэнергетики из диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и порядком определения наличия указанной технической возможности, установленными Правительством Российской Федерации в соответствии с абзацем четвертым пункта 3 статьи 15.1, абзацами шестьдесят четвертым и шестьдесят пятым пункта 1 статьи 21 Федерального закона от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

выполнение мероприятий, необходимых для перехода на дистанционное управление технологическими режимами работы и эксплуатационным состоянием электросетевого оборудования или электросетевого оборудования и устройств (функций устройств) РЗА из ДЦ, включая реализацию в автоматизированной системе управления технологическими процессами электростанции (подстанции) программных (логических) блокировок в целях предотвращения ошибочных операций с коммутационными аппаратами и заземляющими разъединителями при проведении переключений в электроустановках и логических блокировок, исключающих возможность одновременного управления оборудованием из нескольких источников управления;

подтверждение готовности к реализации указанных функций дистанционного управления из ДЦ по результатам проверки готовности к осуществлению дистанционного управления, проведенной в соответствии с пунктами 23 - 25 Правил ввода в работу в составе энергосистемы.

201(2). Переключения, осуществляемые оперативным персоналом ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), НСО или диспетчерским персоналом ДЦ, выполняются дистанционно с использованием АРМ оперативного персонала ЦУС, АРМ оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС), АРМ НСО или АРМ диспетчерского персонала ДЦ соответственно с соблюдением требований пунктов 196, 199, 201 настоящих Правил и следующих особенностей:

оперативный персонал ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), НСО, диспетчерский персонал ДЦ должен осуществлять переключения посредством дистанционного управления в соответствии с перечнем распределения функций ДУ, в котором для каждой подстанции (РУ подстанции, электростанции) должны быть указаны коммутационные аппараты, заземляющие разъединители, устройства регулирования технологического режима работы электросетевого оборудования, дистанционное управление которыми осуществляется из ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), НСО и (или) ДЦ. Перечень распределения функций дистанционного управления утверждается в соответствии с пунктом 46 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем;

переключения с использованием АРМ оперативного персонала ЦУС, АРМ оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС), АРМ НСО, АРМ диспетчерского персонала ДЦ должны выполняться с применением индивидуальных паролей доступа;

возможность выполнения каждой операции, контроль положения коммутационных аппаратов и заземляющих разъединителей во время переключений должны определяться (осуществляться) на основании телеметрической информации в АРМ оперативного персонала ЦУС, АРМ оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС), АРМ НСО, АРМ диспетчерского персонала ДЦ;

действия владельцев объектов электроэнергетики и их персонала не должны препятствовать выполнению команд дистанционного управления, выдаваемых в ходе переключений, за исключением случаев, когда в соответствии с пунктом 13 Правил оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике и пунктом 88 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей допускается невыполнение команд дистанционного управления;

команды дистанционного управления и воздействия на оборудование и устройства подстанции (электростанции), осуществляемые оперативным персоналом ЦУС, центра управления ВЭС (СЭС), НСО или диспетчерским персоналом ДЦ с использованием средств дистанционного управления, регистрируются средствами автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанции (электростанции), автоматизированных систем технологического управления и автоматизированных систем диспетчерского управления соответственно. Фиксация таких команд и воздействий в оперативных журналах не требуется;

при переключениях по выводу из работы трансформатора (автотрансформатора) операции с выключателями, разъединителями низшего напряжения допускается производить до операций с выключателями и разъединителями среднего и высшего напряжения, выполняемых с использованием АРМ диспетчерского персонала ДЦ, АРМ оперативного персонала ЦУС, АРМ оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС) или АРМ НСО, а при вводе в работу трансформатора (автотрансформатора) - после операций с выключателями и разъединителями среднего и высшего напряжения, выполняемых с использованием АРМ диспетчерского персонала ДЦ, АРМ оперативного персонала ЦУС, АРМ оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС) или АРМ НСО;

знак плаката безопасности "Не включать! Работа на линии" должен быть отображен в АРМ диспетчерского персонала ДЦ или АРМ оперативного персонала ЦУС, АРМ НСО, в диспетчерском или технологическом управлении которого находится ЛЭП, а также в АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции) на схеме рядом с символом разъединителя, которым подается напряжение на ЛЭП;

знак плаката безопасности "Работа под напряжением. Повторно не включать!" должен быть отображен в АРМ диспетчерского персонала ДЦ или АРМ оперативного персонала ЦУС, АРМ НСО, в диспетчерском или технологическом управлении которого находится ЛЭП, а также в АРМ оперативного персонала подстанции (электростанции) на схеме рядом с символом выключателя, которым подается напряжение на ЛЭП;

допускается вывод из работы (ввод в работу) ЛЭП, оборудования подстанций (электростанций) с использованием автоматизированных программ и бланков переключений;

включение заземляющих разъединителей в РУ должно осуществляться после проверки отсутствия напряжения на заземляемом участке путем выверки схемы по АРМ диспетчерского персонала ДЦ, АРМ оперативного персонала ЦУС, АРМ оперативного персонала центра управления ВЭС (СЭС) или АРМ НСО;

отключение трансформаторов напряжения со стороны низкого напряжения выполняется после заземления ЛЭП, оборудования, а включение трансформаторов напряжения со стороны низкого напряжения выполняется до операций по отключению заземляющих ножей;

при выполнении переключений по выводу в ремонт ЛЭП, подключенной к РУ через два выключателя с последующим их включением (замыкание поля), вывод АПВ данных выключателей, а также вывод функций устройств РЗА выводимой в ремонт ЛЭП, которые могут сработать излишне на отключение данных выключателей и пуск УРОВ, производится после включения указанных выключателей. При вводе ЛЭП в работу АПВ и функции устройств РЗА необходимо ввести в работу до начала переключений в схеме первичных электрических соединений;

при выполнении переключений по выводу в ремонт трансформатора (автотрансформатора, вольтодобавочного трансформатора, шунтирующего реактора), не имеющего собственного выключателя или подключенного к РУ, выполненному по полуторной схеме, схеме треугольника, четырехугольника, с последующим включением выключателей, посредством которых выполнены такие переключения, меры по предотвращению отключения этих выключателей в результате работы устройств РЗА (в том числе технологических защит) выведенного в ремонт трансформатора (автотрансформатора, вольтодобавочного трансформатора, шунтирующего реактора) принимаются после включения таких выключателей. При вводе в работу трансформатора (автотрансформатора, вольтодобавочного трансформатора, шунтирующего реактора) функции устройств РЗА, в том числе технологические защиты, необходимо ввести в работу до начала переключений в схеме первичных электрических соединений;

при выполнении переключений по выводу в ремонт ЛЭП, оборудования меры, препятствующие подаче напряжения на место работы вследствие ошибочного или самопроизвольного включения коммутационных аппаратов, принимаются после включения заземляющих ножей;

после включения ЛЭП под нагрузку обмен ВЧ-сигналами между приемопередатчиками защит допускается выполнять после прибытия оперативного персонала на объекты переключений.";

26) абзац четвертый пункта 201(1) дополнить сноской 2 следующего содержания:

"<2> Зарегистрирован Минюстом России 23 мая 2024 г., регистрационный N 78247.".

4. В Методических указаниях по технологическому проектированию гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций, утвержденных приказом Минэнерго России 16 августа 2019 г. N 857 <4>:

--------------------------------

<4> Зарегистрирован Минюстом России 21 апреля 2020 г., регистрационный N 58155.

1) в абзаце первом пункта 180 слова "утверждаемых Министерством энергетики Российской Федерации в соответствии с подпунктом "в" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937" заменить словами "утвержденных приказом Минэнерго России от 15.01.2024 N 6 <1>";

2) абзац первый пункта 180 дополнить сноской 1 следующего содержания:

"<1> Зарегистрирован Минюстом России 01.07.2024, регистрационный N 78714.";

3) в абзаце втором пункта 181 слова "утверждаемых Министерством энергетики Российской Федерации в соответствии с подпунктом "в" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937" заменить словами "утвержденных приказом Минэнерго России от 06.12.2022 N 1286 <2>";

4) абзац второй пункта 181 дополнить сноской 2 следующего содержания:

"<2> Зарегистрирован Минюстом России 30.12.2022, регистрационный N 71920, с изменениями, внесенными приказом Минэнерго России от 12.07.2024 N 864 (зарегистрирован Минюстом России 11.09.2024, регистрационный N 79427).";

5) в пункте 182 слова "утверждаемыми Министерством энергетики Российской Федерации в соответствии с подпунктом "г" пункта 2 постановления Правительства Российской Федерации от 13.08.2018 N 937" заменить словами "утвержденными приказом Минэнерго России от 28.12.2020 N 1195 <3>";

6) пункт 182 дополнить сноской 3 следующего содержания:

"<3> Зарегистрирован Минюстом России 27.04.2021, регистрационный N 63248), с изменениями, внесенными приказами Минэнерго России от 06.12.2022 N 1286 (зарегистрирован Минюстом России 30.12.2022, регистрационный N 71920), от 17.02.2023 N 82 (зарегистрирован Минюстом России 17.03.2023, регистрационный N 72619) и от 28.04.2023 N 289 (зарегистрирован Минюстом России 23.06.2023, регистрационный N 73959).";

7) пункт 271 изложить в следующей редакции:

"271. При проектировании АСУ ТП ГЭС, ГАЭС должны быть предусмотрены технические решения, обеспечивающие выполнение средствами и системами автоматизированного управления ГЭС, ГАЭС следующих функций:

сбор и передача технологической информации в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (при наличии объектов диспетчеризации). Для такой передачи средствами СОТИАССО должна формироваться информация о текущем режиме работы и эксплуатационном состоянии основного электротехнического оборудования и устройств, а также информация об аварийных событиях и процессах;

дистанционное управление электросетевым оборудованием и устройствами (функциями) релейной защиты и автоматики ГЭС, ГАЭС из диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике в соответствии с требованиями разделов 3 - 7 национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 59948-2021 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Дистанционное управление. Требования к управлению электросетевым оборудованием и устройствами релейной защиты и автоматики", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 27.12.2021 N 1863-ст (М., Стандартинформ, 2022), и приложений А и Б к указанному национальному стандарту;

дистанционное управление активной мощностью ГЭС, ГАЭС из диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике путем доведения до автоматизированных систем управления технологическими процессами или систем группового регулирования активной мощности таких электростанций или доведения до указанных систем управления ГЭС, ГАЭС и реализации плановых диспетчерских графиков и команд на изменение заданий плановой мощности в соответствии с требованиями разделов 3 - 7 национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 59950-2021 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Дистанционное управление. Требования к управлению активной мощностью генерирующего оборудования гидравлических электростанций, подключенных к централизованным системам автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 27.12.2021 N 1865-ст (М., "Стандартинформ", 2022) (далее - ГОСТ Р 59950-2021), и приложением А к ГОСТ Р 59950-2021;

передача или прием управляющих воздействий режимной и (или) противоаварийной автоматики, необходимой для управления электроэнергетическим режимом энергосистемы.";

8) дополнить пунктами 271(1) - 271(3) следующего содержания:

"271(1). Для осуществления функций дистанционного управления оборудованием и устройствами ГЭС, ГАЭС при проектировании АСУ ТП должны быть предусмотрены:

алгоритмы приема команд дистанционного управления оборудованием и устройствами ГЭС, ГАЭС;

распределение функций и прав дистанционного управления между ГЭС, ГАЭС и ДЦ исходя из положения ключа выбора дистанционного управления и ключей выбора режима управления присоединениями (ключ дистанционного управления должен быть реализован в АСУ ТП программными средствами);

фиксация сигналов, связанных с дистанционным управлением, с метками времени и указанием источника команд.

При разработке технических решений, обеспечивающих местное и дистанционное управление оборудованием ГЭС, ГАЭС, должны быть предусмотрены программные (логические) и (или) аппаратные блокировки, исключающие одновременное управление из разных источников, а также реализована логика технологических блокировок от некорректного положения разъединителей, неполнофазного режима и от несинхронного включения.

271(2). Для обеспечения возможности выполнения средствами АСУ ТП функций автоматического управления оборудованием и устройствами ГЭС, ГАЭС с использованием автоматизированных программ (бланков) переключений при проектировании АСУ ТП должна предусматриваться возможность перехода от режима автоматического управления в режим автоматизированного управления по инициативе оперативного персонала ГЭС, ГАЭС или диспетчерского персонала диспетчерского центра субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике либо автоматически при диагностике неисправности оборудования.

271(3). Для осуществления функций дистанционного управления активной мощностью ГЭС, ГАЭС, не подключенных к централизованным (центральной координирующей) системам автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности, из диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике путем доведения до автоматизированных систем управления технологическими процессами или систем группового регулирования активной мощности таких ГЭС, ГАЭС или доведения до указанных систем управления ГЭС, ГАЭС и реализации плановых диспетчерских графиков и команд на изменение заданий плановой мощности при проектировании АСУ ТП должны быть предусмотрены:

функции приема, проверки, обработки и распределения плановых диспетчерских графиков между генерирующим оборудованием ГЭС, ГАЭС;

два режима работы: автоматический - с автоматическим распределением активной мощности между генерирующим оборудованием ГЭС, ГАЭС в соответствии с полученным плановым диспетчерским графиком и автоматизированный - с участием начальника смены станции в распределении активной мощности между генерирующим оборудованием ГЭС, ГАЭС в соответствии с полученным плановым диспетчерским графиком.";

9) пункт 272 изложить в следующей редакции:

"272. Объем и состав информации, передаваемой посредством СОТИАССО в диспетчерские центры субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике с целью обеспечения функций оперативно-диспетчерского управления, технические решения по передаче информации в диспетчерские центры и передаче команд дистанционного управления из диспетчерских центров субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, включая протоколы, методы, режимы передачи данных, схемы резервирования, замещения данных, должны определяться с соблюдением требований раздела III ПТФЭС и должны быть согласованы с соответствующим диспетчерским центром.";

10) дополнить пунктом 280(1) следующего содержания:

"280(1). При проектировании ГРАМ ГЭС, ГАЭС, подключенных к централизованным системам автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности в энергосистеме, должны быть предусмотрены технические решения, обеспечивающие возможность осуществления посредством ГРАМ ГЭС, ГАЭС дистанционного управления активной мощностью ГЭС, ГАЭС в соответствии с требованиями разделов 3 - 7 ГОСТ Р 59950-2021 и приложения А к ГОСТ Р 59950-2021.";

11) пункт 282 дополнить абзацем следующего содержания: