Приказом Минэнерго России от 19.06.2013 N 309 утверждены схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы.

10.1. Принятые сокращения

АЛАР автоматическая ликвидация асинхронного режима

АОПН автоматическое ограничение повышения напряжения

АОПО автоматическое ограничение перегрузки оборудования

АОПЧ автоматическое ограничение повышения частоты

АОСН автоматическое ограничение снижения напряжения

АОСЧ автоматическое ограничение снижения частоты

АПВ автоматическое повторное включение

АПНУ автоматическое предотвращение нарушения устойчивости

АРВ автоматический регулятор возбуждения

АРПМ автоматика разгрузки при перегрузке по активной мощности

АРЧМ автоматическое регулирование частоты и перетоков активной мощности

АСУ ТП автоматизированная система управления технологическими процессами

объектов электроэнергетики

АТ автотрансформатор

АТС автоматическая телефонная станция

АЧР автоматика частотной разгрузки

ВОЛС волоконно-оптическая линия связи

ДЗЛ дифференциальная защита линии

ДЗШ дифференциальная защита сборных шин

ДС деление энергосистемы

ДРТ длительная разгрузка турбин энергоблоков

ДФЗ дифференциально-фазная защита

ЗНР защита от неполнофазного режима

КЗ короткое замыкание

КЛС кабельная линия связи

КРТ кратковременная разгрузка турбин энергоблоков

КПР контроль предшествующего режима

ЛАПНУ локальная автоматика предотвращения нарушения устойчивости

ЛЭП линия электропередачи

ОАПВ однофазное автоматическое повторное включение

ОГ отключение генераторов

ОН отключение нагрузки

ПА противоаварийная автоматика

РА режимная автоматика

РЗА релейная защита и автоматика

СВ секционный выключатель

СМПР система мониторинга переходных режимов в энергосистеме

ССПИ система сбора и передачи информации

ТАПВ трехфазное автоматическое повторное включение

ТМ телеметрическая информация

ТН трансформатор напряжения

ТТ трансформатор тока

УВ управляющее воздействие

УПАСК устройство передачи аварийных сигналов и команд

УРОВ устройство резервирования отказа выключателей

ФОБ фиксация отключения блока

ФОЛ фиксация отключения линии

ФОТ фиксация отключения трансформатора

ЦС АРЧМ централизованная система автоматического регулирования частоты и

перетоков активной мощности

ЦСПА централизованная система противоаварийной автоматики

ЧАПВ частотное автоматическое повторное включение

ШР шунтирующий реактор

ШСВ шиносоединительный выключатель

10.2. При строительстве, реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных схемой и программой развития ЕЭС России, необходимо обеспечить:

- наблюдаемость и управляемость режимов работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;

- повышение надежности функционирования ЕЭС России путем создания (модернизации) систем противоаварийного и режимного управления.

10.3. Для повышения наблюдаемости и управляемости электрических станций, объектов, отнесенных к Единой национальной (общероссийской) электрической сети и распределительной электрической сети, генерирующими компаниями, ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Холдинг МРСК" и другими субъектами электроэнергетики планируется и реализуется модернизация ССПИ на объектах электроэнергетики.

По предварительным расчетам темпы модернизации в указанных энергетических компаниях в 2011 году составили (в % за год от общего количества объектов электроэнергетики, на которых находятся объекты диспетчеризации):

генерирующие компании - 4,5%;

ОАО "ФСК ЕЭС" - 5,8%;

ДЗО ОАО "Холдинг МРСК" - 7,6%;

ОАО "РЖД" - 0,4%;

другие крупные сетевые компании - 4,0%.

При условии сохранения существующих темпов модернизации в энергетических компаниях к 2016 году будет завершена модернизация ССПИ объектов электроэнергетики только генерирующих компаний. Однако, при высоком уровне модернизации ССПИ объектов генерирующих компаний - участников оптового рынка электроэнергии и мощности (84,0%) на электростанциях ОАО "ТГК-1" модернизация ССПИ выполнена только на 20,8%, до настоящего времени указанный процесс не завершен на 39 электростанциях данной компании, в том числе на следующих электростанциях с установленной мощностью свыше 100 МВт:

Кривопорожская ГЭС - 180 МВт;

Петрозаводская ТЭЦ - 280 МВт;

Апатитская ТЭЦ - 323 МВт;

ГЭС-15 (каскада Серебрянских ГЭС) - 201 МВт;

ГЭС-16 (каскада Серебрянских ГЭС) - 156 МВт;

Верхнетериберская ГЭС-18 (каскада Серебрянских ГЭС) - 130 МВт;

Княжегубская ГЭС-11 (каскада Нивских ГЭС) - 152 МВт;

Нива ГЭС-3 (каскада Нивских ГЭС) - 155,5 МВт;

Верхне-Свирская ГЭС-12 - 160 МВт;

Нарвская ГЭС (ГЭС-13) - 124,8 МВт;

Первомайская ТЭЦ (ТЭЦ-14) - 454 МВт;

Северная ТЭЦ (ТЭЦ-21) - 500 МВт;

Автовская ТЭЦ (ТЭЦ-15) - 321 МВт;

Выборгская ТЭЦ (ТЭЦ-17) - 278 МВт;

Дубровская ТЭЦ (ТЭЦ-8) - 192 МВт.

Модернизация ССПИ предусматривается инвестиционными программами генерирующих компаний, ОАО "ФСК ЕЭС", сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ОАО "Холдинг МРСК" (далее - ДЗО ОАО "Холдинг МРСК") и других субъектов электроэнергетики. Технические требования к модернизируемым ССПИ и объемы подлежащей передаче в диспетчерские центры информации по объектам электроэнергетики, имеющим в своем составе объекты диспетчеризации, согласовываются с ОАО "СО ЕЭС".

Следует отметить, что модернизация ССПИ в генерирующих компаниях, ОАО "ФСК ЕЭС", ДЗО ОАО "Холдинг МРСК" и ряде других сетевых компаний осуществляется по многолетним программам. В ОАО "РЖД" целесообразно разработать аналогичную программу в целях повышения темпов модернизации.

10.4. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2012 - 2018 годах планируется реализация следующих проектов по развитию противоаварийной автоматики:

- ввод в промышленную эксплуатацию ЦСПА ОЭС Сибири, срок - 2012 год;

- ввод в промышленную эксплуатацию ЦСПА ОЭС Востока, срок - 2013 год;

- создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада, срок - 2015 год;

- создание низовых устройств ЦСПА ОЭС Юга на ПС 500 кВ Тихорецк, срок - 2012 год, ПС 500 кВ Шахты, срок - 2013 год и ПС 500 кВ Чирюрт, срок - 2014 год;

- модернизация ЦПА ПС Итатская и ее подключение в качестве низового устройства к ЦСПА ОЭС Сибири, срок - 2012 год, модернизация ЛАПНУ на ПС Калино, срок - 2012 год, модернизация ЛАПНУ ПС Тагил, срок - 2012 год, модернизация ЛАПНУ Калининской АЭС - 2012 год, создание ЛАПНУ ПС Камала, срок - 2013 год, создание ЛАПНУ ПС Озерная, срок - 2013 год, создание ЛАПНУ Богучанской ГЭС, срок - 2013 год.

10.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА в период времени до 2018 года планируется выполнение следующих работ:

- реализация технических решений технико-экономических обоснований (далее - ТЭО) (проектов):

- реконструкция противоаварийной автоматики в операционных зонах филиалов ОАО "СО ЕЭС" Нижегородское РДУ, РДУ Татарстана, Тюменское РДУ, Смоленское РДУ, Ростовское РДУ, Алтайское РДУ, Новосибирское РДУ, Коми РДУ, Волгоградское РДУ, Астраханское РДУ, Самарское РДУ, Вологодское РДУ, Ленинградское РДУ, Ярославское РДУ, Приморское РДУ, а также реконструкция противоаварийной автоматики в Юго-Западном и Сочинском энергорайонах Кубанской энергосистемы;

- развитие противоаварийной автоматики на транзите Иркутск-Бурятия-Чита в Южной и Северной частях Бурятской и Забайкальской энергосистем;

- разработка и реализация проектов реконструкции противоаварийной автоматики в операционных зонах филиалов ОАО "СО ЕЭС": Амурское РДУ, Курское РДУ, Красноярское РДУ, Архангельское РДУ, Кубанское РДУ, Саратовское РДУ, Удмуртское РДУ.

10.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2012 - 2018 годах планируется реализация проектов по развитию централизованных систем регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам активной мощности (таблица 10.1):

- развитие систем АРЧМ в Европейской части ЕЭС России с подключением ГЭС установленной мощностью более 100 МВт и энергоблоков ТЭС;

- выполнение мероприятий, обеспечивающих согласованную работу систем АРЧМ и автоматики управления мощностью ГЭС.