10.1. Принятые сокращения

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) релейной защиты, противоаварийной, режимной и сетевой автоматики.

10.3. Обмен технологической информацией электрических станций и объектов электросетевого хозяйства, имеющих в своем составе объекты диспетчеризации, с диспетчерскими центрами ОАО "СО ЕЭС" в настоящее время формализован в виде технических требований ОАО "СО ЕЭС" к объемам, качеству, протоколам передачи информации и функционированию следующих систем:

- систем телефонной связи для ведения оперативных переговоров диспетчерского и оперативного персонала;

- объектовых ССПИ о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии ЛЭП, оборудования и устройств;

- системы обмена информацией о составе и параметрах генерирующего оборудования в рамках задач недельного, суточного и оперативного планирования и доведения плановых графиков (MODES-Terminal);

- централизованных систем режимной и противоаварийной автоматики;

- объектовых систем РАСП, в том числе СМПР на базе векторных измерений.

Данными требованиями определена необходимость организации двух независимых физических каналов связи между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами ОАО "СО ЕЭС", которые должны обеспечивать качественную передачу всего необходимого объема данных и надежность работы вышеуказанных систем.

В настоящее время только от электростанций, работающих на оптовом рынке электрической энергии (мощности), поступает достаточный для решения задач оперативно-диспетчерского управления объем телеметрической информации. От электростанций, работающих на розничном рынке электрической энергии, электростанций, принадлежащих промышленным предприятиям, а также подстанций сетевых компаний и потребителей электрической энергии, имеющих немодернизированные ССПИ, получаемый объем телеметрической информации является недостаточным для решения задач диспетчерских центров ОАО "СО ЕЭС".

Средние показатели получаемого диспетчерскими центрами ОАО "СО ЕЭС" объема телеметрической информации характеризуются следующими цифрами (в процентах от необходимого объема с учетом разумной избыточности для решения задач достоверизации и оценивания состояния):

- ТИ значений напряжения 60% (в распределительных устройствах, являющихся контрольными пунктами по напряжению, до 100%);

- ТИ значений частоты 80%;

- ТИ значений токовой нагрузки 50% (по ЛЭП и оборудованию 500 кВ и выше 80%);

- ТИ значений активной и реактивной мощности 60% (по ЛЭП и оборудованию 500 кВ и выше 85%);

- ТС положения выключателей 75% (в распределительных устройствах 500 кВ и выше 99%);

- ТС положения разъединителей 25% (в распределительных устройствах 500 кВ и выше 55%).

Для повышения наблюдаемости и управляемости режимов работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства необходимо продолжить работу по планированию в инвестиционных программах генерирующих компаний, ОАО "ФСК ЕЭС", сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ОАО "Холдинг МРСК", ОАО "РЖД" и других субъектов электроэнергетики, средств на реализацию программ модернизации ССПИ принадлежащих им объектов, на которых не проведена модернизация указанных систем.

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 2013 - 2019 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 500 - 750 кВ:

- ввод в промышленную эксплуатацию ЦСПА ОЭС Востока, срок - 2014 год;

- создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада, срок - 2016 год;

- перевод ЦСПА ОЭС Урала, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА ОЭС Средней Волги, ЦСПА ОЭС Сибири, ЦСПА Тюменской энергосистемы на платформу ЦСПА нового поколения, срок - 2016 - 2018 годы;

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

- модернизация ЛАПНУ на ПС 500 кВ Калино, срок - 2013 год, модернизация ЛАПНУ ПС 500 кВ Тагил, срок - 2013 год, создание ЛАПНУ ПС 500 кВ Камала, срок - 2014 год, создание ЛАПНУ ПС 500 кВ Озерная, срок - 2014 год.

10.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА в период времени до 2019 года планируется:

- реализация технических решений технико-экономических обоснований реконструкции системы ПА 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, Архангельское РДУ, Ленинградское РДУ, Ярославское РДУ, Приморское РДУ, Красноярское РДУ, Кубанское РДУ, реконструкция противоаварийной автоматики в Юго-Западном и Сочинском энергорайонах Кубанской энергосистемы, а также на связях 500 - 220 кВ ОЭС Урала и ОЭС Сибири с учетом ввода линии 500 кВ Восход-Ишим-Курган;

- развитие противоаварийной автоматики на транзите Иркутск - Бурятия - Чита в Южной и Северной частях энергосистем Республики Бурятия и Забайкальского края;

- разработка и реализация проектов реконструкции противоаварийной автоматики в операционных зонах филиалов ОАО "СО ЕЭС" Амурское РДУ, Курское РДУ, Вологодское РДУ, Саратовское РДУ, Удмуртское РДУ, Свердловское РДУ, Балтийское РДУ.

10.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 20132019 годах планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков 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.