9.1. Принятые сокращения

9.2. 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.

9.3. 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.

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 продолжается работа по планированию в инвестиционных программах производителей электрической энергии, 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 проводится, 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 производителей электрической энергии, дочерних и зависимых обществ ПАО "Россети" и ряде других сетевых организаций осуществляется по многолетним программам. ОАО "РЖД" необходимо разработать аналогичную программу в целях повышения темпов модернизации ССПИ объектов электросетевого хозяйства ОАО "РЖД".

9.4. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2016 - 2022 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 330 - 750 кВ:

создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада в 2017 году;

перевод ЦСПА ОЭС Урала, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА ОЭС Средней Волги, ЦСПА Тюменской энергосистемы на платформу ЦСПА нового поколения в 2017 - 2019 годах;

модернизация ЦСПА ОЭС Сибири в 2017 году

ввод в работу ЛАПНУ на ПС 330 кВ Чирюрт в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Юга в 2016 году;

ввод в работу ЛАПНУ на Бурейской ГЭС в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Востока в 2016 году;

реконструкция ПА на связях 500 - 220 кВ ОЭС Урала и ОЭС Сибири с учетом ввода транзита 500 кВ Восход - Витязь - Курган;

создание ЛАПНУ:

ПС 750 кВ Копорская (Ленинградская АЭС-2) в 2017 году;

реализация межмашинного обмена между ЛАПНУ ПС 1150 кВ Экибастузская и ЛАПНУ ПС 500 кВ Восход в 2016 году.

модернизация ЛАПНУ ПС 500 кВ Кубанская, ПС 500 кВ Тамань в 2016 - 2017 годах.

9.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА до 2022 года планируется:

реализация технических решений технико-экономических обоснований реконструкции системы ПА в операционных зонах филиалов ОАО "СО ЕЭС" РДУ;

разработка и реализация проекта реконструкции системы противоаварийной автоматики на участке Усть-Илимская ГЭС - Хани с учетом текущих технических решений по развитию электрической сети 110 - 500 кВ и режимов совместной работы ОЭС Сибири, ОЭС Востока и Западного энергорайона энергосистемы Саха (Якутия);

создание ЛАПНУ на ПС 220 кВ Могоча в 2016 году;

создание ЛАПНУ на Уренгойской ГРЭС в 2017 году;

разработка и реализация технико-экономического обоснования создания (реконструкции) системы релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики операционной зоны Филиала ОАО "СО ЕЭС" Якутское РДУ.

9.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2016 - 2022 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.