VIII. Требования к развитию релейной защиты и автоматики, средств диспетчерского и технологического управления

8.1. Принятые сокращения.

8.2. При строительстве и реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных схемой и программой ЕЭС России, обеспечивается повышение надежности функционирования ЕЭС России путем:

- обеспечения наблюдаемости и управляемости технологических режимов работы и эксплуатационного состояния объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;

- создания (модернизации) РЗ, ПА, РА, сетевой автоматики и систем регистрации аварийных событий и процессов;

- разработки проектных решений на основании результатов математического моделирования режимов работы энергосистем (в том числе результатов расчетов электроэнергетических режимов, устойчивости, токов КЗ), выполняемых с использованием расчетных моделей, формируемых на основании соответствующих отраслевым требованиям информационных моделей и обеспечивающих необходимую точность результатов математического моделирования режимов работы энергосистем.

8.3. Требования к организации обмена технологической информацией между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС" установлены ПТФ, регламентами оптового рынка электроэнергии и мощности, а также договорами возмездного оказания услуг по оперативно-диспетчерскому управлению в электроэнергетике и соглашениями о технологическом взаимодействии между АО "СО ЕЭС" и субъектами электроэнергетики и включают в себя требования к:

- системам телефонной связи для оперативных переговоров диспетчерского персонала диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" и оперативного персонала субъектов электроэнергетики (потребителей электрической энергии);

- СОТИАССО (ССПИ), обеспечивающей сбор и передачу телеметрической информации о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики;

- системам автоматического управления нормальными режимами и автоматического противоаварийного управления режимами;

- системам сбора и передачи информации об аварийных событиях и процессах, в том числе данных СМПР.

Для владельцев ЛЭП, оборудования и устройств, отнесенных к объектам диспетчеризации, в соответствии с пунктом 50 ПТФ установлена обязанность по организации и обеспечению круглосуточной работы СОТИАССО (ССПИ), обеспечивающей передачу в режиме реального времени диспетчерских команд (разрешений), команд дистанционного управления и управляющих воздействий ПА и РА, телеметрической информации о технологических режимах работы объектов диспетчеризации, необходимой диспетчерским центрам АО "СО ЕЭС" для управления электроэнергетическим режимом работы энергосистем, в том числе по организации наличия и обеспечению функционирования двух независимых каналов связи между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС".

При этом не требуется организация телефонной связи для оперативных переговоров диспетчерского персонала с оперативным персоналом ПС с высшим классом напряжения 110 кВ, присоединенных к ЛЭП ответвлениями (отпайками), а также подстанций с высшим классом напряжения 110 кВ, в составе которых отсутствуют объекты диспетчеризации, находящиеся в диспетчерском управлении диспетчерских центров, при условии, что на указанных подстанциях организована передача диспетчерских команд и разрешений через центры управления сетями соответствующих сетевых организаций.

Для повышения наблюдаемости и управляемости режимами работы объектов электроэнергетики продолжается работа по планированию в инвестиционных программах производителей электрической энергии, сетевых организаций, в том числе являющихся дочерними и зависимыми обществами ПАО "Россети", ОАО "РЖД" и других субъектов электроэнергетики, мероприятий по модернизации и расширению СОТИАССО (ССПИ).

Модернизация СОТИАССО (ССПИ) на объектах электроэнергетики производителей электрической энергии, дочерних и зависимых обществ ПАО "Россети" и других сетевых организаций осуществляется по согласованным АО "СО ЕЭС" программам модернизации и расширения СОТИАССО (ССПИ).

8.4. В ЕЭС России осуществляется ввод в промышленную эксплуатацию систем дистанционного управления из центров управления сетями сетевых организаций и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" с применением АПП по выводу в резерв (вводу в работу) оборудования объектов электроэнергетики.

До 2026 года запланировано внедрение дистанционного управления оборудованием и устройствами подстанций из центров управления сетями дочерних и зависимых обществ ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" с применением АПП в соответствии с утвержденным и ежегодно актуализируемым перечнем подстанций, а также планом-графиком реализации проектов дистанционного управления оборудованием из центров управления сетями ДЗО ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" с применением АПП, утвержденным ПАО "Россети" (таблица 8.1).

Таблица 8.1. Перечень подстанций сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ПАО "Россети", для реализации проектов дистанционного управления оборудованием и устройствами из центров управления сетями дочерних и зависимых обществ ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" на период до 2026 года

В 2022 - 2023 годах планируется внедрение дистанционного управления из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" оборудованием:

- КРУЭ 220 кВ Нижне-Бурейской ГЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" Амурское РДУ;

- КРУЭ 330 кВ Зарамагской ГЭС-1 из Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ;

- КРУЭ 330 кВ, КРУЭ 110 кВ Зеленчукской ГЭС - ГАЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ;

- КРУЭ 500 кВ Загорской ГАЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра;

- КРУЭ 500 кВ Саяно-Шушенской ГЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Сибири;

- КРУЭ 110 кВ Восточной ТЭЦ из Филиала АО "СО ЕЭС" Приморское РДУ;

- ОРУ 220 кВ, ОРУ 110 кВ Нижегородской ГЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ;

- ОРУ 220 кВ Рыбинской ГЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" Ярославское РДУ;

- КРУЭ 220 кВ Майнской ГЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" Хакасское РДУ;

- ОРУ 330 кВ Новгородской ТЭЦ из Филиала АО "СО ЕЭС" Новгородское РДУ;

- ОРУ 110 кВ Сакской ТЭЦ из Филиала АО "СО ЕЭС" Черноморское РДУ;

- КРУЭ 110 кВ Академической ТЭЦ из Филиала АО "СО ЕЭС" Свердловское РДУ;

- ОРУ 150 кВ Кольской ВЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" Кольское РДУ.

- КРУЭ 220 кВ Новогорьковской ТЭЦ из Филиала АО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ;

- ОРУ 110 кВ ТЭЦ ПГУ ГСР Энерго из Филиала АО "СО ЕЭС" Ленинградское РДУ;

- ОРУ 220 кВ ГТЭС Коломенское из Филиала АО "СО ЕЭС" Московское РДУ;

- ОРУ 220 кВ ТЭЦ-12, ТЭЦ-16, ТЭЦ-20 из Филиала АО "СО ЕЭС" Московское РДУ.

- В 2024 году планируется внедрение дистанционного управления из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" оборудованием:

- ОРУ 110 кВ Белометченской ВЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ;

- ОРУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-2 из Филиала АО "СО ЕЭС" Воронежское РДУ;

- ОРУ 110 кВ Дягилевской ТЭЦ из Филиала АО "СО ЕЭС" Рязанское РДУ.

В 2022 - 2023 годах планируется реализация пилотных проектов по подключению Зарагижской ГЭС к СДПМ Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Юга и Восточной ТЭЦ к СДПМ Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Востока с использованием каналов связи СОТИАССО.

В 2023 году планируется подключение Серебрянской ГЭС-15 к СДПМ Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Северо-Запада.

В 2024 году планируется подключение к СДПМ Филиала АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра Дягилевской ТЭЦ и Воронежской ТЭЦ-1.

8.5. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2022 - 2028 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 220 - 750 кВ:

- расширение зоны, защищаемой ЦСПА ОЭС Северо-Запада, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА ОЭС Сибири, ЦСПА ОЭС Востока;

- модернизация ЦСПА ОЭС Средней Волги в части реализации новых пусковых органов и управляющих воздействий для низовых устройств;

- создание ЦСПА северо-западного района ОЭС Центра на платформе ЦСПА 3-го поколения;

- создание ЦСПА южного района ОЭС Центра на платформе ЦСПА 3-го поколения;

- подключение АДВ ПС 500 кВ Иркутская к ЦСПА ОЭС Сибири в качестве новых низовых устройств;

- подключение ЛАПНУ Кольской АЭС, РП 330 кВ Каменный Бор и ПС 330 кВ Петрозаводск к ЦСПА ОЭС Северо-Запада в качестве низовых устройств;

- подключение ЛАПНУ Калининской АЭС к ЦСПА северо-западного района ОЭС Центра в качестве низового устройства;

- создание ЛАПНУ на Волжской ГЭС и обеспечение ее работы в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Юга;

- создание ЛАПНУ на ПС 500 кВ Комсомольская и обеспечение ее работы в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Востока;

- создание ЛАПНУ на ПС 220 кВ Районная и обеспечение ее работы в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Востока;

- модернизация АДВ ПС 1150 кВ Алтай, УКПА Усть-Илимской ГЭС, ЛАПНУ Жигулевской ГЭС, ЛАПНУ Балаковской АЭС, ЛАПНУ Заинской ГРЭС, ЛАПНУ Чебоксарской ГЭС, комплекса ПА Калининской АЭС, комплекса ПА Курской АЭС, комплекса ПА Смоленской АЭС, комплекса ПА Ростовской АЭС, ЛАПНУ ПС 500 кВ Шахты, ЛАПНУ Кольской АЭС, ЛАПНУ ОРУ 500 кВ Приморской ГРЭС, ЛАПНУ Сургутской ГРЭС-2, ЛАПНУ Зейской ГЭС;

- реализация на Балаковской АЭС импульсной разгрузки блоков, а также импульсной совместно с длительной разгрузки блоков.

8.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2022 - 2028 годы планируется реализация проектов по развитию ЦС АРЧМ:

- подключение энергоблоков ТЭС, готовых к участию в АВРЧМ, по результатам конкурентных отборов поставщиков услуг по обеспечению системной надежности к управлению ЦКС АРЧМ ЕЭС, в том числе через ЦС АРЧМ ОЭС;

- подключение в 2022 году энергоблоков NN 1, 2 Затонской ТЭЦ к управлению ЦКС АРЧМ ЕЭС через ЦС АРЧМ ОЭС Урала для обеспечения готовности участия в АВРЧМ;

- подключение в 2022 году Кольской ВЭС к управлению ЦС АРЧМ энергосистемы Мурманской области.

8.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2022 - 2028 годах планируется:

- создание программно-технических комплексов СМПР на Свободненской ТЭС, Гусиноозерской ГРЭС, Ириклинской ГРЭС, Иркутской ГЭС, Конаковской ГРЭС, Курской АЭС-2, Красноярской ГЭС, ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ-Пермнефтеоргсинтез", Ивановских ПГУ, Липецкой ТЭЦ-2, Мамаканской ГЭС, Печорской ГРЭС, Светлинской ГЭС, ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго", Ударной ТЭС, Усть-Илимской ГЭС, Чебоксарской ГЭС, Чиркейской ГЭС, Якутской ГРЭС-2, ПС 330 кВ Сясь, РП 330 кВ Борей, РП 330 кВ Каменный бор, ПС 500 кВ Рубцовская, ПС 500 кВ Барабинская, ПС 500 кВ Таврическая, ПС 500 кВ Абаканская, ПС 500 кВ Означенное, ПС 500 кВ Алюминиевая, ПС 500 кВ Нижнеангарская, ПС 500 кВ Тайшет, ПС 500 кВ Красноярская, ПС 500 кВ Ново-Анжерская, ПС 500 кВ Новокузнецкая, ПС 500 кВ Вешкайма, ПС 500 кВ Азот, ПС 500 кВ Куйбышевская, ПС 500 кВ Ключики, ПС 500 кВ Курдюм, ПС 500 кВ Красноармейская, ПС 500 кВ Череповецкая, а также на подстанциях АО "Крымэнерго" и строящихся подстанциях 500 кВ и 220 кВ;

- расширение существующих комплексов СМПР на Белоярской АЭС, Балаковской АЭС, Кольской АЭС, Калининской АЭС, Смоленской АЭС, Ленинградской АЭС, Ростовской АЭС, Курской АЭС, Нововоронежской АЭС, Жигулевской ГЭС, Загорской ГАЭС, Киришской ГРЭС, Рефтинской ГРЭС, Сургутской ГРЭС-1.

8.8. В целях исключения неправильной работы устройств РЗ в переходных режимах, сопровождающихся насыщением ТТ апериодической составляющей тока КЗ и наличием остаточного намагничивания его сердечников:

- при строительстве и комплексном техническом перевооружении объектов электроэнергетики на этапе выполнения проектной документации выбор ТТ производится с учетом требований к характеристикам ТТ, гарантирующих правильную работу устройств РЗ в переходных режимах;

- при модернизации устройств и комплексов РЗ (без замены ТТ) на этапе выполнения проектной документации владельцами объектов электроэнергетики обеспечивается выполнение пункта 46(1) Требований к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики, а также к принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики, утвержденных приказом Минэнерго России от 13.02.2019 N 101.

8.9. В 2020 - 2021 годах в рамках пилотных проектов проведена опытная эксплуатация компонентов автоматизированной цифровой системы мониторинга и анализа функционирования устройств РЗА на объектах ПАО "ФСК ЕЭС", ПАО "Россети Московский регион" и в диспетчерских центрах АО "СО ЕЭС". В целях повышения надежности работы устройств РЗА, снижения количества случаев неправильного срабатывания устройств РЗА и сокращения времени анализа аварийных ситуаций в энергосистеме предусматривается тиражирование автоматизированной цифровой системы мониторинга и анализа функционирования устройств РЗА на объектах электроэнергетики и в диспетчерских центрах.