9.1. Принятые сокращения

АЛАР автоматика ликвидации асинхронного режима;

АОПН автоматика ограничения повышения напряжения;

АОПО автоматика ограничения перегрузки оборудования;

АПВ автоматическое повторное включение;

АРВ автоматический регулятор возбуждения;

АРПМ автоматика разгрузки при перегрузке по активной мощности;

АРЧМ автоматическое регулирование частоты и перетоков активной

мощности;

АСДУ автоматизированная система диспетчерского управления;

АСТУ автоматизированная система технологического управления;

АТ автотрансформатор;

АТС автоматическая телефонная станция;

АЧВР автоматический частотный ввод резерва;

АЧР автоматическая частотная разгрузка;

ВОЛС волоконно-оптическая линия связи;

ДЗШ дифференциальная защита сборных шин;

ДРТ длительная разгрузка турбин энергоблоков;

ГРАМ системы группового регулирования активной мощности;

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;

ОМП определение места повреждения;

ПА противоаварийная автоматика;

РА режимная автоматика;

РАСП регистрация аварийных событий и процессов;

РЗ релейная защита

РЗА релейная защита и автоматика;

РРЛ радиорелейная линия;

СА сетевая автоматика;

СМПР система мониторинга переходных режимов в энергосистеме;

ССПИ система сбора и передачи информации;

ТАПВ трехфазное автоматическое повторное включение;

ТИ телеизмерения;

ТС телесигнализация;

ТТ трансформатор тока;

Т трансформатор;

УПАСК устройство передачи аварийных сигналов и команд;

УРОВ устройство резервирования отказа выключателей;

УШР управляемый шунтирующий реактор;

ФОБ фиксация отключения блока;

ФОЛ фиксация отключения линии;

ФОТ фиксация отключения трансформатора;

ЦС АРЧМ централизованная система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;

ЦКС АРЧМ центральная координирующая система автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности;

ЦСПА централизованная система противоаварийной автоматики;

ЧАПВ частотное автоматическое повторное включение;

ЧДА частотная делительная автоматика;

ШР шунтирующий реактор;

ШСВ шиносоединительный выключатель.

9.2. При строительстве, реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных схемой и программой развития ЕЭС России, обеспечивается:

- 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.

9.3. 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.

Указанными 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 потребителям с блок-станциями, а также подстанций сетевых организаций и потребителей электрической энергии, имеющих немодернизированные ССПИ, получаемый объем телеметрической информации является недостаточным для решения задач диспетчерских центров ОАО "СО ЕЭС".

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 "Россети", 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, дочерних и зависимых обществах ОАО "Россети" и ряде других сетевых компаний осуществляется по многолетним программам. В ОАО "РЖД" целесообразно разработать аналогичную программу в целях повышения темпов модернизации ССПИ объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих ОАО "РЖД".

9.4. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2014 - 2020 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 500 - 750 кВ:

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

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

создание низового устройства ЦСПА ОЭС Юга на ПС 330 кВ Чирюрт, срок - 2014 год;

создание ЛАПНУ ПС 500 кВ Камала, срок - 2014 год, создание ЛАПНУ ПС 500 кВ Озерная, срок - 2014 год, создание ЛАПНУ ПС 750 кВ Белозерская, срок - 2014 год, создание ЛАПНУ Саяно-Шушенской ГЭС, срок - 2016 год.

9.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА в период времени до 2020 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, Вологодское РДУ, Курское РДУ, реконструкция противоаварийной автоматики на связях 500 - 220 кВ ОЭС Урала и ОЭС Сибири с учетом ввода линии 500 кВ Восход - Витязь(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, Саратовское РДУ, Удмуртское РДУ, Свердловское РДУ, Балтийское РДУ.

9.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2014 - 2020 годах планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности (таблица 9.1):

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.