О внесении изменений и дополнений в приказ заместителя Премьер-Министра Республики Казахстан - Министра энергетики и минеральных ресурсов от 24 декабря 2001 года N 314 "Об утверждении Электросетевых Правил", зарегистрированный за N 1708

О внесении изменений и дополнений в приказ заместителя Премьер-Министра Республики Казахстан - Министра энергетики и минеральных ресурсов от 24 декабря 2001 года N 314 "Об утверждении Электросетевых Правил", зарегистрированный за N 1708

      В целях реализации  Закона  Республики Казахстан "Об электроэнергетике" приказываю:

      1. Внести в  приказ  заместителя Премьер-Министра Республики Казахстан - Министра энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан от 24 декабря 2001 года N 314 "Об утверждении Электросетевых Правил" (зарегистрированный в Реестре государственной регистрации нормативных правовых актов Республики Казахстан за N 1708, опубликованный в Бюллетене нормативных правовых актов центральных исполнительных и иных государственных органов Республики Казахстан, 2002 год N 25-28) следующие изменения и дополнения:

      в Электросетевых Правилах, утвержденных указанным приказом:

      по всему тексту в соответствующих падежах:

      слова "передающая электрическая сеть" заменить словом "НЭС";

      слова "распределительная электрическая сеть" заменить словами "региональная электрическая сеть";

      слова "электрической энергии и мощности" заменить словами "электрической энергии";

      слова "передачу и распределение электрической энергии" заменить словами "передачу электрической энергии";

      слова "распределение" заменить словами "передача";

      аббревиатуру "ТО" заменить аббревиатурой "СО";

      аббревиатуру "РО" заменить аббревиатурой "ОРЦТЭ";

      аббревиатуру "РЭПО" заменить аббревиатурой "РЭК";

      аббревиатуру "НЭПО" заменить аббревиатурой "СО";

      аббревиатуру "ПРПЭС" заменить аббревиатурой "ПРНЭС";

      аббревиатуру "ПРРС" заменить аббревиатурой "ПРРЭС";

      аббревиатуру "ОРЭМЭ" заменить аббревиатурой "ОРЭ".

      Пункт 1 Электросетевых правил изложить в следующей редакции:

      "1. В настоящих Правилах используются следующие основные понятия:

      Автоматизированная система коммерческого учета - все компоненты и устройства, установленные или существующие между каждой точкой коммерческого учета и базой данных коммерческого учета. Сюда входят комплекс коммерческого учета, все связанные с ним линии связи и оборудование для обработки данных;

      Активная электрическая мощность - среднее за период значение мощности переменного тока, характеризующее скорость преобразования электромагнитной энергии в другие формы (тепловую, механическую, световую и так далее);

      Автоматический регулятор мощности (далее - АРМ) -  устройство автоматического регулирования выходной мощностью генерирующей энергоустановки в ответ на сигналы, подаваемые системным оператором;

      База данных учета - база данных, состоящая из Реестра коммерческого учета и данных коммерческого учета, обслуживаемая и управляемая системным оператором;

      Вторичное регулирование - медленное (свыше 30 секунд) изменение генерации автоматически или вручную в нормальных или после аварийных режимах;

      Высокое напряжение (далее - ВН) - напряжение от 1000 Вольт и выше;

      Генерирующая установка - устройство, вырабатывающее электроэнергию;

      Генерирующая установка для  пуска системы из полностью обесточенного состояния - генерирующая установка, которая может запускаться и/или работать без обычного внешнего источника энергоснабжения и способная подавать питание в энергосистему после полного обесточивания;

      Госстандарт - государственный орган, осуществляющий управление работами по стандартизации и сертификации;

      Госэнергонадзор - Комитет по государственному энергетическому надзору Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан, осуществляющий в соответствии и законодательством Республики Казахстан функции надзора и контроля в секторе электроэнергетики;

      График плановых отключений - график, согласованный соответствующими сторонами, содержащий плановые передачу и/или генерацию и отключения потребителей на следующий календарный год, включая время начала и окончания, так далее;

      График проведения системного испытания - график регулярных испытаний комплекса коммерческого учета или любого оборудования или установки, разрабатываемая соответствующим ответственным субъектом;

      Данные коммерческого учета - данные, полученные от комплекса коммерческого учета, и/или обработанные данные, используемые для проведения коммерческих расчетов;

      Договор на вход в электрические сети ( далее - ДВЭЛ) - двусторонний договор между электросетевой компанией и пользователем, в котором оговариваются условия присоединения к электрическим сетям;

      Дублирующие линии электропередачи - новые линии электропередачи, включаемые параллельно существующим линиям электропередачи, по которым осуществляется передача электрической энергии и мощности с нормируемым качеством и степенью надежности, соответствующей категорийности субъектов рынка;

      Договор на предоставление вспомогательных услуг - договор, заключенный между системным оператором и пользователем на предоставление вспомогательных услуг;

      Единая электроэнергетическая система Республики Казахстан (далее - ЕЭС РК) - совокупность электрических станций, линий электропередачи и подстанций, обеспечивающих надежное и качественное энергоснабжение потребителей Республики Казахстан;

      Запуск системы после полного ее обесточивания ("разворот с нуля") - процесс восстановления режима работы энергосистемы после полного или частичного отказа при отсутствии внешнего источника энергоснабжения;

      Индикативный план развития производства - план, описывающий будущее развитие ЕЭС РК в течение следующих десяти лет, учитывающий планируемый спрос, вывод из эксплуатации и развитие производства;

      Инструкция по предотвращению и ликвидации системных аварий - инструкция, регулярно составляемая и обновляемая системным оператором, и в которой дается подробное описание мероприятий, осуществляемых системным оператором при возникновении системной аварии для обеспечения в короткие сроки надежного и стабильного функционирования ЕЭС РК;

      Идентификационный код комплекса коммерческого учета (ИК) - однозначно определяемый десятичный цифровой код из 18 символов для каждого комплекса коммерческого учета;

      Коммерческий учет - учет электрической энергии, необходимый для взаиморасчета между сторонами по договорам купли-продажи и передачи электрической энергии;

      Комплекс коммерческого учета - оборудование, необходимое для проведения коммерческого учета, расположенное между определенной точкой коммерческого учета и точкой подключения к устройству сбора информации;

      Межгосударственные линии электропередачи - линии электропередачи, обеспечивающие  межгосударственные перетоки мощности и энергии;

      Местный терминал сбора данных - устройство, предназначенное для сбора и хранения данных коммерческого учета на месте для проверки их корректности или в случае невозможности удаленного сбора коммерческих данных;

      Минимальная генерация (далее - МГ) - минимальный уровень выходной генерируемой мощности, на котором должна работать генерирующая установка для поддержания стабильного рабочего режима;

      Национальная электрическая сеть (далее - НЭС) - совокупность линий электропередачи, подстанций и распределительных устройств напряжением 220, 500, и 1150 кВ, обеспечивающих межгосударственную и (или) межрегиональную передачу электрической энергии, выдачу мощности электрических станций и не подлежащих приватизации и ее предварительным стадиям;

      Низкое напряжение (далее - НН) - напряжение ниже 1000 Вольт;

      Нормальный режим работы ЕЭС РК - установленный режим работы ЕЭС РК, при котором находятся в работе все элементы электрической сети в соответствии с утвержденной уполномоченным органом схемой и обеспечивается запланированное электроснабжение всех потребителей электрической энергии, подключенных к электрической сети;

      Оборудование и аппаратура - стационарное или подвижное оборудование, в котором используются электрические проводники или его части;

      Объединенная энергосистема (далее - ОЭС) - совокупная инфраструктура электрических сетей, электростанций и других пользователей, подключенных к сети;

      Ограничение по пропускной способности передачи - ограничение передаваемой мощности электропередачи, определяемое тепловым режимом сетевого оборудования, пределами по напряжению и сохранению устойчивости работы энергосистемы;

      Оперативный резерв - централизованно согласованный резерв мощности, имеющийся в наличии для замены первичного регулирования частоты и вторичного регулирования частоты после аварии;

      Оператор рынка централизованной торговли электрической энергией (далее - ОРЦТЭ) - организация, осуществляющая централизованные торги электрической энергией, включая спот-торги электрической энергии;

      Определенная точка коммерческого учета (далее - ОТКУ) - физическая точка на границе раздела балансовой принадлежности, в которой должны выполняться требования общей точности, указанные в Разделе 5 настоящих Правил (Коммерческий учет). Расположение указанных точек коммерческого учета должно быть согласовано между электросетевыми компаниями и пользователями сети соответствующими договорами;

      Оптовый рынок электрической энергии (далее - ОРЭ) - система отношений, связанных с куплей-продажей электрической энергии, функционирующая на основе договоров между субъектами оптового рынка электрической энергии;

      Организатор коммерческого учета - лицо или организация, которые необязательно являются субъектами энергорынка, уполномоченные предоставлять услуги по коммерческому учету, такие как предоставление комплекса коммерческого учета, калибровку и техническое обслуживание комплекса субъектам энергорынка;

      Организация работ по технике безопасности - комплекс мероприятий, обеспечивающий безопасное проведение работ или испытаний персоналом на электрооборудовании высокого напряжения;

      Останов - плановый или внеплановый вывод из работы энергоустановки или оборудования;

      Ответственная сторона или владелец комплекса коммерческого учета - физическое или юридическое лицо, имеющее на балансе комплекс коммерческого учета, эксплуатирующее его и несущее ответственность за него;

      Первичное регулирование - быстрое действие (в течение 8-12 секунд) регуляторов скорости вращения турбин электростанций, при аварийных отклонениях частоты, осуществляемое при помощи генерирующих установок, работающих в режиме свободного регулирования вырабатываемой мощности;

      Передача электрической энергии - услуга по транспортировке электрической энергии, оказываемая энергопередающими организациями в соответствии с заключенными договорами;

      Переключение - коммутация оборудования и/или аппаратуры согласно инструкции ТО или уполномоченной электросетевой компании или пользователя;

      Период диспетчеризации - минимальный период времени, запланированный в суточном графике, за который осуществляется контроль и управление режимом производства, передачи и потребления электрической энергии и мощности;

      План запуска системы после полного ее обесточивания - План по восстановлению режима работы энергосистемы в случае полного или частичного останова, регулярно разрабатываемый и обновляемый СО;

      План развития НЭС (далее - ПРНЭС) - план, описывающий все значительные инвестиции в развитие электрических сетей в последующие пять лет, включающий в себя долгосрочные прогнозы нагрузки, месторасположение и пропускную способность новых линий, вывод оборудования из эксплуатации и так далее;

      План развития РЭС (далее - ПРРЭС) - план, включающий в себя долгосрочный прогноз нагрузки в распределительных сетях, как существующих, так и планируемых построить в следующие пять лет, вывод оборудования из эксплуатации, месторасположение и пропускную способность новых линий, и так далее;

      Планирование мероприятий в аварийных ситуациях - раздел Электросетевых правил, в котором указаны права и обязанности разных сторон в отношении принятия мер по предотвращению и регулированию крупных сбоев в системе;

      Плановое отключение генерации - Плановое выведение генерирующей установки из работы;

      Полное обесточивание - полный отказ всей или части энергосистемы;

      Пользование электрическими сетями - договоренность, по условиям которой электросетевые компании, передающие электроэнергию, предоставляют любому субъекту рынка электрической энергии возможность пользования их сетями;

      Пользование электрическими сетями - договоренность, по условиям которой электросетевые компании, передающие и распределяющие электроэнергию, предоставляют любому субъекту энергорынка возможность пользования их сетями;

      Пользователь сети - субъект рынка электроэнергии (юридическое или физическое лицо), использующий электрические сети электросетевой компании;

      Послеаварийный режим работы - установившийся режим, возникающий после аварийного отключения поврежденного элемента энергосистемы (электрической сети) и продолжающийся до восстановления схемы электроснабжения, предусмотренной для нормального режима работы;

      Потребитель - физическое или юридическое лицо, использующее на основе договора электрическую и (или) тепловую энергию;

      Правила по технике безопасности - обязательные правила для электросетевых компаний и пользователей, обеспечивающие безопасность персонала, работающего на оборудовании, подпадающего под действие этих правил;

      Предложение на подключение - официальное предложение электросетевой компании, представленное в ответ на запрос пользователя;

      Прямой (правомочный) оптовый потребитель - юридическое или физическое лицо с потребляемой мощностью не менее 1 МВт среднесуточной (базовой) мощности, имеющий в наличии систему коммерческого учета, телекоммуникаций, обеспечивающих их унификацию с системами, установленными у Системного оператора, а также принимающие подстанции (трансформаторные пункты) которого, подключены к НЭС непосредственно или через сети третьей стороны и приобретающее электроэнергию на оптовом рынке электроэнергии;

      ПУЛ резервов мощности ЕЭС РК (далее - ПУЛ) - некоммерческая организация, учреждаемая на добровольной основе электростанциями и отдельными оптовыми потребителями в целях формирования необходимого объема, структуры и размещения резервов электрической мощности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения потребителей в случае непредвиденного выхода из строя генераторов или линий электропередачи;

      Региональная электрическая сеть (далее - РЭС) - совокупность линий электропередачи и подстанций напряжением 110 кВ и ниже, обеспечивающих передачу электрической энергии в пределах одной административно-территориальной единицы (области), а также между НЭС и потребителями;

      Реактивная электрическая энергия - энергия, которая расходуется на создание электромагнитных полей в электроустановках;

      Региональная электросетевая компания - энергопередающая организация, эксплуатирующая электрические сети регионального уровня;

      Реестр коммерческого учета - реестр, содержащий информацию, связанную с комплексом коммерческого учета. Информация включает в себя тип и технические спецификации оборудования, данные по проверке и калибровке, данные, относящиеся к конкретному участку и так далее;

      Резерв замещения (холодный резерв) - резерв мощности, имеющийся в наличии для замены краткосрочного выхода из строя генерирующей установки, или долговременного отсутствия генерации, которая не может быть восстановлена из первоначального источника;

      SCADA - сокращенное название для "Системы диспетчерского контроля и сбора данных" - компьютерной системы, работающей в режиме реального времени, используемой для мониторинга и контроля электрической сети в режиме реального времени;

      Сбор данных коммерческого учета - процесс поиска, проверки и обработки данных коммерческого учета;

      Система обеспечения безопасности - система мер, включающая процесс подачи напряжения, изолирования, заземления и выпуск соответствующего документа;

      Системная авария - аварийное нарушение режимов работы объектов электроэнергетики, приведшее к потере устойчивости единой электроэнергетической системы и разделению ее на части;

      Системное испытание - испытание энергосистемы;

      Системный оператор (далее - СО) - организация, осуществляющая централизованное оперативно-диспетчерское управление, обеспечение параллельной работы с энергосистемами других государств, поддержание баланса в энергосистеме, оказание системных услуг и приобретение вспомогательных услуг у субъектов оптового рынка электрической энергии, а также передачу электрической энергии по национальной электрической сети, ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;

      Событие - любое незапланированное (или прогнозируемое) событие в энергосистеме, включая аварии, повреждения, отказы и так далее;

      Событие системного значения - событие в энергосистеме одной стороны, которое имело или может иметь серьезные и/или далеко идущие последствия для энергосистемы другой стороны;

      Соединение - объединение электрических сетей электросетевых компаний и/или пользователей;

      Субъект оптового рынка электрической энергии - энергопроизводящие, энергопередающие, энергоснабжающие организации, потребители электрической энергии, системный оператор, оператор централизованной торговли электрической энергией и иные организации, осуществляющие деятельность на оптовом рынке электрической энергии;

      Сторона - лицо или организация, участвующая в работе электроэнергетической отрасли Республики Казахстан;

      Счетчик коммерческого учета - устройство, предназначенное для измерения и учета электрической энергии при ее производстве, передаче и потреблении;

      Суточный график производства-потребления электрической энергии - утвержденный системным оператором документ, регламентирующий почасовые величины производства и потребления электрической энергии на каждые календарные сутки в соответствии с договорами по купле-продаже электрической энергии, заключенными участниками оптового рынка на рынках децентрализованной купли-продажи электрической энергии и централизованной торговли электрической энергии;

      Телекоммуникационная сеть - оборудование и каналы связи, обеспечивающие передачу информации между устройствами внутри одной информационной системы, и между информационными системами;

      Техническая диспетчеризация - услуга, оказываемая системным оператором по осуществлению централизованного оперативно-диспетчерского управления режимами производства и потребления электрической энергии в ЕЭС Казахстана;

      Точка подключения - согласованная точка энергоснабжения, установленная между электросетевой компанией и пользователем;

      Трансформатор собственных нужд электростанции - трансформатор, обеспечивающий энергоснабжение оборудования собственных нужд электростанции;

      Управляющее воздействие противоаварийной автоматики (далее - УВ ПА) - автоматическое воздействие на оборудование по сигналу ПА (отключение-включение оборудования или нагрузки, загрузка-разгрузка оборудования и тому подобное) с целью выполнения возложенных на ПА задач;

      Устройство хранения данных - устройство, обеспечивающее сбор данных по электрической энергии, комплектацию их в пятиминутные интервалы, хранение минимума данных за 50 дней и электронный доступ для СО через телекоммуникационную сеть. Данное устройство может быть отдельной единицей оборудования или соединено с приборами измерения энергии в одном физическом устройстве;

      Устройство сбора данных (далее - УСД) - оборудование и программное обеспечение, выполняющее сбор данных коммерческого учета;

      Фактическая точка коммерческого учета (далее - ФКТУ) - точка, в которой измеряется количество электрической энергии;

      Централизованное оперативно-диспетчерское управление - осуществляемый СО процесс непрерывного управления технически согласованной работой энергопроизводящих, энергопередающих, энергоснабжающих организаций и потребителей электрической энергии, обеспечивающий нормативный уровень надежности единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и соблюдение нормативного качества электрической энергии;

      Центральное диспетчерское управление (далее - ЦДУ) - подразделение, входящее в структуру системного оператора, отвечающее за оперативное управление ЕЭС Казахстана и надежность ее работы, включая балансирование и обеспечение качества электроэнергии;

      Эксплуатация - запланированная деятельность, относящаяся к эксплуатации энергосистемы;

      Электрические сети - совокупность подстанций, распределительных устройств и соединяющих их линий электропередачи, предназначенная для передачи электрической энергии;

      Электрические станции - энергоустановка, предназначенная для производства электрической энергии, содержащая строительную часть, оборудование для преобразования энергии и необходимое вспомогательное оборудование;

      Электросетевая компания - юридическое лицо, которое управляет и эксплуатирует электрические сети на праве управления или собственности;

      Электросетевые правила (далее - ЭСП) - настоящие Правила;

      Электростанции для запуска системы из полностью обесточенного состояния - электростанция, имеющая одну или несколько генерирующих установок для пуска системы из полностью обесточенного состояния;

      Электростанции с самозапуском - электростанции, которые располагают возможностью поднять частоту вращения одной или нескольких генерирующих установок до синхронной частоты вращения и обеспечить возобновление подачи питания в электрическую сеть в случае отсутствия энергоснабжения сети. Данные технические возможности могут быть обеспечены источниками энергоснабжения для собственных нужд, или в соответствии с соглашением, заключенным с внешним источником энергоснабжения;

      Энергопроизводящая организация (далее - ЭПО) - организация, осуществляющая производство электрической и (или) тепловой энергии.";

      подпункт 7) пункта 2 изложить в следующей редакции:

      "7) оказание услуг по технической диспетчеризации";

      пункт 9 слово изложить в следующей редакции:

      "9. Государственное регулирование в области электроэнергетики заключается в:

      1) лицензировании;

      2) государственном регулировании тарифов (цен, ставок сбора);

      3) демонополизации и приватизации объектов электроэнергетики;

      4) государственном надзоре за надежностью, безопасностью и экономичностью производства, передачи, технической диспетчеризации и потребления электрической энергии;

      5) разработке и утверждении нормативных правовых актов Республики Казахстан, нормативных технических документов, содержащих технические и технологические требования регулирования деятельности и отношений в сфере производства, передачи, технической диспетчеризации и потребления электрической и тепловой энергии, а также нормы, обеспечивающие надежность, экономичность и безопасность строительства и эксплуатации линий злектропередачи, электро- и энергоустановок";

      пункт 10 изложить в следующей редакции:

      "10. Рыночные отношения в электроэнергетике осуществляются в соответствии с нормативными правовыми актами Республики Казахстан.

      Рынок электроэнергии состоит из следующих параллельных и взаимодополняющих рынков:

      1) рынка децентрализованной купли-продажи электрической энергии, функционирующего на основе заключаемых участниками рынка договоров купли-продажи электрической энергии по ценам и условиям поставки, устанавливаемым соглашением сторон;

      2) рынка централизованной торговли электрической энергии, представляющего собой организованную торговую площадку для купли-продажи электрической энергии на краткосрочном (спот-торги), среднесрочном (неделя, месяц) и долгосрочном (квартал, год) основании;

      3) балансирующего рынка в режиме реального времени, функционирующего в целях физического и последующего финансового урегулирования почасовых дисбалансов, возникающих в операционные сутки между фактическими и договорными величинами производства-потребления электрической энергии в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан, утвержденными СО в суточном графике производства-потребления электрической энергии;

      4) рынка системных и вспомогательных услуг, функционирующего на основе как приобретения у субъектов оптового рынка электрической энергии, так и оказания СО соответствующих услуг субъектам оптового рынка электрической энергии для обеспечения установленных государственными стандартами надежности работы единой электроэнергетической системы Республики Казахстан и качества электрической энергии";

      пункт 11 изложить в следующей редакции:

      "11. ОРЦТЭ выполняет функции:

      1) осуществляет организацию и проведение спот-торгов;

      2) осуществляет организацию и проведение централизованной торговли электрической энергии на среднесрочный (неделя, месяц) и долгосрочный (квартал, год) периоды;

      3) обеспечивает равные условия доступа субъектов оптового рынка электрической энергии на рынок централизованной торговли электрической энергии;

      4) определяет соответствие субъектов оптового рынка электрической энергии требованиям, установленным правилами централизованной торговли электрической энергии;

      5) осуществляет регистрацию и учет заключенных сделок по купле-продаже электрической энергии на централизованных торгах электрической энергии;

      6) обеспечивает в пределах своей компетенции субъектов оптового рынка электрической энергии информацией по индикативным ценам на электрическую энергию, сложившимся на централизованных торгах и другой рыночной информацией";

      пункт 12 изложить в следующей редакции:

      "12. СО ЕЭС РК выполняет следующие функции:

      1) оказывает системные услуги по передаче электрической энергии по национальной электрической сети в соответствии с договором, обеспечивает ее техническое обслуживание и поддержание в эксплуатационной готовности;

      2) оказывает системные услуги по технической диспетчеризации, осуществляя централизованное оперативно-диспетчерское управление режимами работы единой электроэнергетической системы Республики Казахстан в соответствии с договором, включая составление фактических балансов и формирование суточного графика производства-потребления электрической энергии;

      3) обеспечивает надежность работы единой электроэнергетической системы Республики Казахстан;

      4) оказывает системные услуги по регулированию электрической мощности;

      5) оказывает системные услуги по физическому урегулированию дисбалансов электрической энергии;

      6) осуществляет последующее финансовое урегулирование дисбалансов электрической энергии в порядке, установленном законодательством Республики Казахстан;

      7) определяет объем, структуру, распределение резервов мощности между энергопроизводящими организациями и задействование резервов мощности в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан;

      8) осуществляет организацию функционирования балансирующего рынка электрической энергии в режиме реального времени и рынка системных и вспомогательных услуг;

      9) взаимодействует с энергосистемами сопредельных государств по управлению и обеспечению устойчивости режимов параллельной работы;

      10) осуществляет техническое и методическое руководство по созданию единой информационной системы, автоматизированной системы коммерческого учета электрической энергии, сопряженных устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики всех субъектов оптового рынка электрической энергии;

      11) обеспечивает равные условия для доступа субъектов оптового рынка электрической энергии к национальной электрической сети;

      12) обеспечивает участников оптового рынка электрической энергии Республики Казахстан информацией, не затрагивающей сведения, составляющие коммерческую и иную охраняемую законом тайну;

      13) согласовывает вывод в ремонт основного оборудования электростанций, подстанций, линий электропередачи, устройств релейной защиты и противоаварийной автоматики, систем технологического управления и обеспечения их готовности к работе;

      14) участвует в разработке режимов работы гидроэлектростанций с учетом их водно-хозяйственных балансов и режимов работы единой электроэнергетической системы Республики Казахстан;

      15) осуществляет разработку долгосрочного прогнозирования балансов электрической энергии.";

      Дополнить пунктом 12-1 следующего содержания:

      "12-1. Централизованное оперативно-диспетчерское управление единой электроэнергетической системы Республики Казахстан заключается:

      1) в управлении режимами производства, передачи и потребления электрической энергии в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан, реализующем условия договоров купли-продажи, передачи электрической энергии, регулирования электрической мощности, балансирования производства-потребления электрической энергии;

      2) в управлении режимами межгосударственных перетоков электрической энергии;

      3) в обеспечении предотвращения, локализации и ликвидации технологических нарушений в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан;

      4) в оперативном управлении резервами мощности в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан;

      5) в определении структуры, принципов, мест размещения, объемов и уставок систем релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, обеспечивающих надежную и устойчивую работу единой электроэнергетической системы Республики Казахстан;

      6) в формировании и утверждении суточных графиков производства-потребления электрической энергии в единой электроэнергетической системе Республики Казахстан;

      7) в составлении фактических балансов производства-потребления электрической энергии на оптовом рынке электрической энергии.";

      в пункте 32 перед словом "электрических" дополнить словом "региональных";

      в пункте 36 слова "десять лет" заменить словами "3 года";

      в названии параграфа 7 перед словом "сети" дополнить словом "электрической";

      в пункте 62 слово "представляемая" заменить словом "представлена";

      пункт 88 дополнить подпунктом 4) следующего содержания:

      "4) категория электроснабжения (N Критерия)";

      в пункте 99 слова "десять лет" заменить словами "три года";

      пункт 112 дополнить абзацами следующего содержания:

      "Технические условия на подключение к электрической сети субъектов мощностью 5 МВт и более выдаются на основании "Схемы внешнего электроснабжения потребителя" (обязательный объем и содержание "Схемы внешнего электроснабжения потребителя" приведен в Приложении 4 настоящих Правил), "Схемы присоединения (выдачи мощности) электростанции", разработанной специализированными проектными организациями, имеющими лицензию на данный вид деятельности.

      Схема присоединения (выдачи мощности) электростанции в обязательном порядке согласовывается с СО и утверждается уполномоченным органом.

      Проектирование и строительство дублирующих (шунтирующих) линий электропередачи и подстанций осуществляются с предварительного уведомления и согласования с уполномоченным органом, с государственным органом, осуществляющим контроль и регулирование деятельности в сфере естественной монополии и СО.";

      в пункте 137 слова "мощности" заменить словами "электроэнергии";

      пункт 155 изложить в следующей редакции:

      "155. Строительство подключаемых объектов. После разработки проектной документации потенциальный пользователь должен выполнить в полном объеме и за свой счет все мероприятия Технических условий.";

      в пункте 286:

      в третьей строке таблицы слова "15 октября" заменить словами "15 декабря",

      в четвертой строке слова "7 ноября" заменить словами "25 декабря",

      в пятой строке слова "12 ноября" заменить словами "30 декабря";

      в пункте 289 слова "(15 октября)" и "(12 ноября)" заменить соответственно словами "15 декабря" и "30 декабря";

      в пункте 295 слова "12 ноября" заменить словами "30 декабря";

      в пункте 359:

      слова "участник рынка" заменить словами "субъект ОРЭ" в соответствующем числе и падеже,

      второй и третий абзацы изложить в следующей редакции:

      "В настоящем разделе приводится описание процессов сбора и хранения данных об объемах учитываемой электроэнергии. Также освещаются вопросы конфиденциальности и прозрачности данных и излагаются обязанности СО по предоставлению уполномоченным сторонам доступа к соответствующей информации коммерческого учета.

      Все субъекты ОРЭ должны иметь соответствующие коммерческие счетчики, программно-технические комплексы и необходимую коммуникационную инфраструктуру для регистрации и сбора данных по перетокам активной или реактивной энергии. Для обеспечения работы рынка СО должен передавать утвержденные данные соответствующим электросетевым компаниям, которые должны произвести расчеты и получение соответствующей оплаты за передачу электроэнергии";

      в пункте 362:

      слова "участник рынка" заменить словами "пользователь сети" в соответствующем падеже,

      подпункт 3) изложить в следующей редакции:

      "3) точность комплексов коммерческого учета и подлежащие измерению параметры на каждом пункте подключения определяются требованиями настоящей главы",

      в подпункте 4) слова "пользователя сети" дополнить словами "электрической энергии",

      подпункт 7) изложить в следующей редакции:

      "7) пользователи сети, имеющие на своем балансе комплексы коммерческого учета должны осуществлять их эксплуатацию в соответствии с действующими нормативно-техническими документами Республики Казахстана";

      в подпункте 8) слова "предписанным в пунктах 372, 373" заменить словами "требованиям настоящей главы";

      в пункте 363 перед словом "следует" дополнить словами "пользователю сети";

      в пунктах 365, 367, 369 после слов "измерения электроэнергии" дополнить словами "за каждый период времени, равный 15 минутам";

      пункты 366, 368, 370 исключить;

      в пункте 382 слово "энергопотребителя" заменить словами "потребитель электрической энергии;

      в пункте 383 слова "участник рынка" заменить словами "пользователь сети";

      пункт 392 изложить в следующей редакции:

      "392. ТТ должен быть установлен в соответствии с действующими нормативными документами с минимальным по стандарту классом точности (независимо от вторичного номинального тока ТТ)";

      пункт 397 изложить в следующей редакции:

      "397. ТН должны быть установлены в соответствии с требованиями действующих нормативных документов с минимальным по стандарту классом точности";

      первый абзац пункта 403 изложить в следующей редакции:

      "Если в цепях, за исключением вновь установленных, должны проводиться измерения в соответствии с требованиями данной главы и если установленные измерительные трансформаторы не отвечают требованиям в полной мере, тогда эти измерительные трансформаторы должны быть заменены или установлены дополнительные, отвечающие следующим требованиям";

      пункт 407 изложить в следующей редакции:

      "407. Счетчики коммерческого учета, которые снабжают данными отдельные устройства хранения данных, должны давать измеряемый объем электроэнергии в виде приращения электроэнергии за учитываемый период";

      пункт 411 изложить в следующей редакции:

      "411. Должны быть предусмотрены программно-технические средства для выбора отдельного периода для данных по энергии и данных по энергии из ряда временного интервала 15 минут, так чтобы в каждом случае период завершал час";

      пункт 412 изложить в следующей редакции:

      "412. Данные коммерческого учета электроэнергии передаются в устройства хранения данных каждые 15 минут. При сбоях передачи информации должна быть обеспечена возможность сбора данных одновременно за несколько 15-минутных интервалов";

      в пункте 417:

      в подпункте 1) исключить слово "и мощности",

      подпункт 2) исключить,

      в подпункте 3) после слова "точность" дополнить словами "по времени";

      подпункт 2) пункта 418 изложить в следующей редакции:

      "2) контроль по энергоснабжению";

      пункт 419 изложить в следующей редакции:

      "419. Информация о любом из указанных выше отказов должна быть передана СО при помощи общего аварийного сигнала. Аварийный сигнал должен иметь соответствующую кодировку для идентификации его с соответствующим периодом";

      в пункте 422:

      подпункт 1) изложить в следующей редакции:

      "1) данные измерений электроэнергии, определенные в пунктах настоящей главы",

      подпункт 2) исключить;

      пункт 423 дополнить подпунктом 4) следующего содержания:

      "4) техническое обслуживание и обнаружение повреждений";

      пункт 425 изложить в следующей редакции:

      "425. Все участники рынка должны обеспечить специальные выделенные каналы или Internet для поиска данных коммерческого учета. Резервным каналом должен быть коммутируемый канал. Если предоставление специального выделенного канала или Internet не представляется возможным, технически нецелесообразно или экономически невыгодно, участник рынка по согласованию с СО может выделить взаимно резервируемые коммутируемые каналы";

      первое предложение пункта 431 изложить в следующей редакции:

      "431. Компоненты комплекса коммерческого учета и связанные с ними цепи от измерительных трансформаторов должны быть надежными и безопасными.";

      пункте 435:

      слова "и РО", "и электросетевыми компаниями" исключить;

      второе предложение пункта 438 исключить;

      пункт 445 изложить в следующей редакции:

      "445. Комплекс коммерческого учета должен содержать как минимум следующую информацию о пункте подключения и точке коммерческого учета:

      1) владелец комплекса коммерческого учета, организация, ведущая коммерческий учет;

      2) точные названия месторасположения;

      3) информацию о контактном лице и номерах телефонов по каждому участку, предоставленные владельцем комплекса коммерческого учета";

      пункт 446 изложить в следующей редакции:

      "446. Информация по установке приборов коммерческого учета: идентификационные коды (ИК) точек коммерческого учета, производитель, тип, модель, серийный номер, год выпуска и класс точности, все данные, касающиеся физических и технических спецификаций, стандартов, номинального и максимального тока, номинального вспомогательного напряжения, рабочего диапазона и точности всех приборов (включая коэффициенты трансформации тока и напряжения), все данные необходимые для утверждения типа измерительного комплекса, вся информация, касающаяся испытаний, ввода в эксплуатацию, включая сертификаты поверки, протоколы тестирования и даты, программа по замене устройств, графики поверки и тестирования, осуществления ремонта, новой аттестации и, при необходимости, обновленные сертификаты поверки. Дата последнего контроля объекта, дата последнего тестирования счетчика коммерческого учета и дата последней поверки счетчика коммерческого учета, свидетельство поверки с указанием погрешности комплекса коммерческого учета, а также данные измерительных трансформаторов, счетчиков коммерческого учета, устройств хранения данных.";

      в пункте 447:

      подпункт 2) изложить в следующей редакции:

      "2) информация, касающаяся обеспечения связи, включает: тип оборудования, серийный номер, технические спецификации, интерфейс и протокол связи";

      пункт 450 дополнить подпунктом 3) следующего содержания:

      "3) когда вводится в работу система учета электроэнергии";

      пункт 451 изложить в следующей редакции:

      "451. Каждый комплекс коммерческого учета должен иметь идентификационный код (ИК), который содержит восемнадцать десятичных разрядов. Структура ИК будет следующей:

__________________________________________________________________

 1 | 2 | 3| 4| 5| 6| 7| 8| 9| 10| 11| 12| 13| 14| 15| 16| 17| 18

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

      1-й разряд - код страны. Значение кода может быть от "1" до "9", присваивается СО;

      2-й разряд - код энергетической зоны. Значение кода может быть от "1" до "9", присваивается СО;

      3-й, 4-й разряды - код области, города или энергоузла. Значение кода может быть от "01" до "99", присваивается СО;

      5-й разряд - код основной деятельности субъекта. Значение кода может быть от "1" до "9", присваивается СО;

      6-9 разряды - код признака субъекта. Значение кода может быть от "0001" до "9999", присваивается СО;

      10-11 разряды - персональный код структурного подразделения субъекта. Значение кода может быть от "01" до "99", присваивается организацией, выполняющей проект;

      12-14 разряды - персональный код подстанции субъекта. Значение кода может быть от "001" до "999", присваивается организацией, выполняющей проект;

      15-18 разряды - персональный код комплекса коммерческого учета субъекта. Значение кода может быть от "0001" до "9999", присваивается организацией, выполняющей проект";

      пункт 453 изложить в следующей редакции:

      "453. СО осуществляет сбор данных коммерческого учета путем дистанционного опроса с использованием протокола передачи данных, обеспечивает безопасность и сохранность их в базе данных коммерческого учета для целей взаиморасчетов и пользования электрической сетью, а также для использования их в будущем участниками рынка";

      пункт 454 изложить в следующей редакции:

      "454. Сбор измеренных данных коммерческого учета и запись в базу данных СО осуществляется каждые 15 минут";

      в пункте 456 слова "для обеспечения передачи данных" заменить словами "для формирования базы данных";

      пункт 457 изложить в следующей редакции:

      "457. Данные коммерческого учета включают:

      значения активной и реактивной энергии, полученные с комплексов коммерческого учета;

      значения, рассчитанные на основе первоначальных данных, которые выполняются СO;

      подсчитанные, откорректированные данные в случае отсутствия данных или в случае ошибочных данных";

      в пункте 462 слова "в соответствии с подпунктами (1)-(5) пункта 461" заменить словами "в работе комплекса коммерческого учета";

      в пункте 464 слова "с пунктами 486-488" заменить словами "с регламентом настоящей главы";

      пункт 466 изложить в следующей редакции:

      "466. В случае полного отсутствия данных коммерческого учета или сбоя комплекса коммерческого учета, данные должны быть заменены с использованием согласованных между сторонами методов. Информация, полученная из SCADA за прошедшие периоды и из других источников, должна использоваться в соответствии с разрешенным доступом";

      пункт 469 изложить в следующей редакции:

      "469. Если проверка комплекса коммерческого учета, проведенные в соответствии с пунктами настоящей главы покажут ошибку не более чем в 1,5 раза превышающую допустимую погрешность, но это по обоснованному заключению СО не затрагивает серьезно какого-либо участника рынка, то производить замены считываемых данных не требуется";

      подпункты 1)-3) пункта 475 изложить в следующей редакции:

      "1) они должны быть установлены в соответствии с астанинским зимним временем (АсЗВ), которое на шесть часов опережает Универсальное скоординированное время (УСВ) при переходе на почасовой расчетный период учета и оплаты электроэнергии на ОРЭ. Не должно иметь место перехода на астанинское летнее время (АсЛВ);

      2) период отсчета должен быть увязан с точкой отсчета времени 00:00:00 часов в соответствии с зимним астанинским временем;

      3) синхронизация базы данных коммерческого учета должна проводиться только посредством интегрированного приемника и синхронизированного радиосигнала. Каждый цикл сбора данных коммерческого учета должен проверять собственное время устройства хранения данных в соответствии с пунктами настоящей главы и корректировать";

      пункт 476 изложить в следующей редакции:

      "476. СО обеспечивает проверку, утверждение технических характеристик комплекса коммерческого учета, а также проведение тестирований и анализа результатов, мониторинг поверки счетчиков коммерческого учета и измерительных трансформаторов. Для проведения проверок СО может привлечь любую организацию, осуществляющую коммерческий учет, в качестве своего агента";

      в пункте 478 слова "и быть аккредитованными уполномоченным органом" исключить;

      в подпункте 2) пункта 480 исключить слово "статические";

      пункт 482 дополнить подпунктом 3) следующего содержания:

      "3) все измерительные трансформаторы, перед метрологической аттестацией автоматизированной системы контроля и учета электроэнергии, должны пройти процедуру поверки (калибровки) методом, согласованным с Госстандартом РК";

      пункт 483 изложить в следующей редакции:

      "483. Все устройства для хранения данных поверяются до начала их ввода в коммерческую эксплуатацию на любом участке в соответствии с требованиями Госстандарта и главы коммерческого учета настоящих ЭСП. Данная информация предоставляется СО для внесения ее в реестр коммерческого учета";

      пункт 485 изложить в следующей редакции:

      "485. Все неполадки, обнаруженные при проверке на месте установки должны быть представлены незамедлительно СО, который проводит расследование согласно пунктам настоящей главы";

      пункт 487 изложить в следующей редакции:

      "487. Если испытание комплексов коммерческого учета или проверки показывают погрешности более величины погрешностей, указанных в пунктах настоящей главы, а СО не определил, когда произошла погрешность, тогда считается, что погрешность произошла в период между временем успешного последнего испытания или успешной проверки и времени обнаружения погрешности";

      в пункте 490 подпункт 3) изложить в следующей редакции:

      "3) испытания, проверка и техническое обслуживание комплексов коммерческого учета и систем коммерческого учета",

      подпункт 4) исключить;

      в названии раздела 6 и главы 9 исключить слова "Составление суточного графика и";

      пункты 492-537 исключить;

      пункт 538:

      в абзаце первом слова "мощности и" исключить;

      подпункт 1) изложить в следующей редакции:

      "1) по заключенным срочным договорам купли-продажи производит замещение электрической энергии поставкой эквивалентного количества от других ЭПО;";

      подпункт 3) пункта 539 изложить в следующей редакции:

      "3) от продавцов электроэнергии, подавших в СО заявки на продажу электроэнергии в режиме реального времени через балансирующий рынок электроэнергии";

      в пункте 540:

      слово "РО" заменить словом "СО";

      слова "балансирующего ОРЭМЭ" исключить;

      абзац первый пункта 543 изложить в следующей редакции:

      "Оценка надежности, осуществляемая СО, должна учитывать конфигурацию сети, остановы и надежность работы энергосистемы";

      в пунктах 548-549, 563-565 исключить слова "РО";

      в абзаце первом пункта 566:

      слова "Данный раздел" заменить словом "Диспетчеризация";

      слово "спросом" заменить словами "потреблением электроэнергии";

      пункт 576 изложить в следующей редакции:

      "576. При отклонении межгосударственного сальдо-перетока от задания в суточном графике по межгосударственным линиям электропередачи 1150 кВ, 500 кВ, 220 кВ более допустимой величины согласно договоров на параллельную работу с энергосистемами других государств СО принимает необходимые меры по вхождению в заданный сальдо-переток и вводит в действие механизм балансирующего рынка электроэнергии";

      в пункте 587:

      подпункт 2) изложить в следующей редакции:

      "2) принимать все меры по устранению возникающих дисбалансов электрической энергии";

      в подпункте 4) слова "изменять" заменить словами "вносить изменения в";

      пункт 589 изложить в следующей редакции:

      "589. Невыполнением суточного графика производства, потребления, сальдо-перетока электроэнергии считается:

      1) отклонение фактической величины среднечасовой мощности от заданного в суточном графике;

      2) кратковременное отклонение фактической величины мощности от заданного в суточном графике более чем на 5%";

      пункт 591 дополнить подпунктом 3) следующего содержания:

      "3) рынок системных и вспомогательных услуг";

      пункт 598 изложить в следующей редакции:

      "598. В случае отсутствия связи между ЦДУ ЕЭС Казахстана и региональным диспетчерским центром (РДЦ) применяется организация централизованного диспетчерского управления согласно инструкций ЦДУ ЕЭС Казахстана";

      пункт 603 после слов "суточных графиков и" дополнить словами "согласно Правил ОРЭ";

      в подпункте 2) пункта 603 слова "мощности" и "РО" заменить соответственно словами "электрической энергии" и "СО";

      слова "ТО выполняет указания РО" исключить;

      в абзаце втором подпункта 2) слово "ТО" заменить словом "ЭПО";

      в абзаце третьем слова "дает распоряжение ТО на ограничение" заменить словами "вводит ограничения";

      в пункте 605:

      слово "должен" заменить словом "может",

      в последнем предложении аббревиатуру "РО" заменить на аббревиатуру "СО";

      в пункте 607 после слов "астанинскому" дополнить словом "единому";

      в названии главы 11 слово "мощности" заменить словом "электроэнергии";

      в пункте 634 после слова "общей" дополнить словом "располагаемой";

      в пункт 635 после аббревиатуры "СО" дополнить словами "утверждаемым уполномоченным органом";

      пункт 639 изложить в следующей редакции:

      "639. Вторичное регулирование должно обеспечивать полный набор (снижение) установленной нагрузки до 15 минут";

      в пункте 678:

      подпункт 1) после слов "компенсаторы реактивной мощности (СКРМ)" дополнить словами "синхронные компенсаторы (СК)";

      подпункт 2) изложить в следующей редакции: "2) генерирующее оборудование: выработка и потребление реактивной мощности, выработка реактивной мощности генерирующей установкой, переключение анцапф трансформаторов генерирующих установок";

      в пункте 705 после аббревиатуры "ЕЭС" дополнить словом "Казахстана";

      в подпункте 4) пункта 720 после слова "аппаратуры" дополнить словами "находится в ремонте,";

      в пункте 729 после слова "компаний" союз "и" заменит на знак препинания "," и дополнить словами "пользователя сети";

      пункт 734 дополнить подпунктом 4) следующего содержания:

      "4) пользователи сети";

      пункт 840 дополнить абзацем следующего содержания:

      "Все крупные инциденты должны быть отражены в письменном отчете. В случае возникновения спора по вопросу является ли происшедшее событие крупным инцидентом, решение принимает СО. Данное положение применяется к событию в любой части ЕЭС Казахстана, включая региональную электрическую сеть.";

      подпункт 7) пункта 1.5 Приложения 2 ЭСП изложить в следующей редакции:

      "7) СО отображает информацию о предстоящих ремонтах и допустимых перетоках за предстоящий год и расчетный месяц на на своем Web-сайте;

      отображает информацию о ремонтах сети и допустимых перетоках на предстоящие сутки на своем Web-сайте;

      СО в суточном графике отображает контрактные величины перетоков в контролируемых сечениях и в случае превышения допустимых перетоков пересматривает суточный график в установленном порядке";

      Электросетевые Правила дополнить приложениями 4 и 5 следующего содержания:

  "Приложение 4

к Электросетевым Правилам

      "Обязательный объем и содержание "Схемы внешнего электроснабжения потребителя"

      Обзор существующего состояния электроснабжения и перспективы развития на 3(5)-10 лет.

      Электрические нагрузки потребителей и источники их покрытия. Балансы мощности и электроэнергии (существующее состояние и перспектива на 3(5)-10 лет).

      Обоснование схемы внешнего электроснабжения.

      Варианты схемы внешнего электроснабжения

      Электрические режимы (нормальные, послеаварийные режимы).

      Расчет уровней токов к.з. для выбора оборудования.

      Энергосбережение.

      Принципы выполнения РЗА, ПА.

      Принципы организации диспетчерского и технологического управления. Учет электроэнергии.

      Объемы электросетевого строительства, укрупненный расчет стоимости строительства.

      Выводы

      Чертежи: Принципиальные схемы, карты-схемы или ситуационный план, результаты электрических расчетов".

Приложение 5

к Электросетевым Правилам

      "Особый порядок выдачи и согласования технических условий при строительстве дублирующих линий электропередачи"

      Выдача технических условий на присоединение дублирующих линий электропередачи осуществляется только на основании разрешения уполномоченного органа и регулирующего органа в следующем порядке:

      Пользователь сети при подаче заявки на подключение предполагаемого к строительству новых линий электропередачи, дублирующих существующие, обязан уведомить об этом электросетевую компанию, к сетям которой он был присоединен.

      Заявка на выдачу технических условий в обязательном порядке должна содержать приложение, включающее:

      для объектов 110 кВ - заключение регионального отдела Комитета по Госэнергонадзору; решение территориальных органов по государственному регулированию цен (тарифов);

      2) для объектов 220 кВ и выше - заключение Госэнергонадзора;

      Оформленная в соответствии с требованиями пунктов 1,2 настоящего Приложения заявка на выдачу технических условий должна быть представлена пользователем сети/электросетевой компанией Системному оператору, который в 20-дневный срок рассматривает и передает ее со своим заключением в уполномоченный и регулирующий органы.

      Полученные документы (заявка на выдачу технических условий и заключение СО) в месячный срок рассматриваются уполномоченным и регулирующим органами и принятое ими решение направляется СО.

      При получении решения государственных органов по вопросу строительства дублирующих линий электропередачи СО должен в 10-дневный срок известить пользователя электрической сети и электросетевую компанию о принятом решении".

      2. Департаменту электроэнергетики и твердого топлива (Бертисбаев) обеспечить проведение государственной регистрации настоящего приказа в Министерстве юстиции Республики Казахстан в установленном законодательством порядке.

      3. Настоящий приказ вступает в силу со дня его государственной регистрации.

       Министр