10.1 Принятые сокращения

10.2. При строительстве и реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных Схемой и программой развития ЕЭС России, обеспечиваются:

- 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, сетевой автоматики и систем регистрации аварийных событий и процессов (далее - РАСП).

10.3. Обмен технологической информацией между электрическими станциями и объектами электросетевого хозяйства, имеющими в своем составе объекты диспетчеризации, с диспетчерскими центрами ОАО "СО ЕЭС" в настоящее время формализован посредством 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.

Техническими требованиями определена необходимость организации и обеспечения функционирования собственниками или иными законными владельцами объектов электроэнергетики двух независимых (основного и резервного) каналов связи между объектами электроэнергетики, центрами управления сетями сетевых организаций и диспетчерскими центрами ОАО "СО ЕЭС", для передачи в режиме реального времени диспетчерских команд (разрешений) и информации о технологическом режиме работы объектов диспетчеризации, необходимой для управления электроэнергетическим режимом ЕЭС России.

Отступления от технических требований осуществляются в отношении объектов электроэнергетики, присоединенных к электрическим сетям ответвлениями от ЛЭП, либо выполненных по различным упрощенным схемам, к которым не присоединены ЛЭП, находящиеся в диспетчерском управлении диспетчерских центров ОАО "СО ЕЭС".

Для повышения наблюдаемости и управляемости режимами работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства необходимо продолжить работу по планированию в инвестиционных программах генерирующих компаний, сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ПАО "Россети", ОАО "РЖД" и других субъектов электроэнергетики, средств на реализацию программ модернизации и расширения ССПИ на принадлежащих им объектах электроэнергетики, модернизация ССПИ на которых не выполнена. Эта работа должна проводиться, в том числе, с учетом оптимизации программ модернизации и расширения ССПИ объектов электроэнергетики, присоединенных к электрическим сетям по упрощенным схемам, и в отношении которых допускаются отступления от технических требований по организации обмена технологической информацией.

Модернизация ССПИ на объектах электроэнергетики генерирующих компаний, дочерних и зависимых обществ ПАО "Россети" и ряде других сетевых компаний осуществляется по многолетним программам. ОАО "РЖД" необходимо разработать аналогичную программу в целях повышения темпов модернизации ССПИ объектов электросетевого хозяйства ОАО "РЖД".

10.4. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2015 - 2021 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 330 - 750 кВ:

- создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада в 2016 году;

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

- ввод в работу ЛАПНУ на ПС 330 кВ Чирюрт в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Юга в 2015 году;

- ввод в работу ЛАПНУ на Бурейской ГЭС в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Востока в 2015 году;

- создание ЛАПНУ ПС 750 кВ Копорская (Ленинградская АЭС-2) в 2016 году, создание ЛАПНУ Нововоронежской АЭС-2 в 2015 году, создание ЛАПНУ ПС 220 кВ Могоча в 2015 году, создание ЛАПНУ Уренгойской ГРЭС в 2017 - 2018 годах, создание ЛАПНУ Саяно-Шушенской ГЭС в 2015 году, создание ЛАПНУ ПС 500 кВ Восход в 2016 году.

10.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА в период до 2021 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, Амурское РДУ, Саратовское РДУ, Удмуртское РДУ, Свердловское РДУ, реконструкция ПА на связях 500 - 220 кВ ОЭС Урала и ОЭС Сибири с учетом ввода транзита 500 кВ Курган - Витязь - Восход;

развитие ПА на транзите 220 кВ Иркутск - Бурятия - Чита, а также на транзите БАМ в Северной части энергосистем Республики Бурятия и Забайкальского края;

разработка и реализация проекта реконструкции противоаварийной автоматики в операционной зоне филиала ОАО "СО ЕЭС" Балтийское РДУ, а также в энергосистеме республики Крым и города Севастополь.

10.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2015 - 2021 годах планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности:

- подключение ГЭС установленной мощностью более 100 МВт с выполнением мероприятий, обеспечивающих согласованную работу систем АРЧМ и автоматики управления мощностью ГЭС (таблица 10.1);

- подключение энергоблоков ТЭС по результатам конкурентных отборов поставщиков услуг по обеспечению системной надежности;

- подключение ВПТ на ПС 220 кВ Могоча к управлению ЦС АРЧМ ОЭС Востока.