9.1. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2019 - 2025 ГОДЫ

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

- обеспечения наблюдаемости и управляемости технологических режимов работы и эксплуатационного состояния объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;

- создания (модернизации) релейной защиты, противоаварийной, режимной, сетевой автоматики и систем регистрации аварийных событий и процессов;

- разработки проектных решений, разрабатываемых на основании результатов математического моделирования режимов работы энергосистем (в том числе результатов расчетов электроэнергетических режимов, устойчивости, токов короткого замыкания), выполняемых с использованием расчетных моделей, формируемых на основании соответствующих отраслевым требованиям информационных моделей, и обеспечивающих необходимую точность результатов математического моделирования режимов энергосистем.

9.3. Требования к организации обмена технологической информацией между объектами электроэнергетики, имеющими в своем составе объекты диспетчеризации, с диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС" формализованы в виде технических требований АО "СО ЕЭС" к СОТИАССО (далее - Технические требования):

- систем телефонной связи для оперативных переговоров диспетчерского персонала диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" и оперативного персонала субъектов электроэнергетики (потребителей электрической энергии);

- ССПИ, обеспечивающих сбор и передачу телеметрической информации о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии ЛЭП, оборудования и устройств объектов электроэнергетики;

- систем автоматического управления нормальными режимами и автоматического противоаварийного управления режимами;

- систем сбора и передачи информации об аварийных событиях и процессах, в том числе данных СМПР.

Техническими требованиями установлена обязанность владельцев линий электропередачи, объектов электроэнергетики, оборудование и устройства которых относятся к объектам диспетчеризации, по организации и обеспечению круглосуточной работы СОТИАССО, обеспечивающей передачу в режиме реального времени диспетчерских команд (разрешений), команд телеуправления, передачу управляющих воздействий противоаварийной и режимной автоматики, телеметрической информации о технологических режимах работы объектов диспетчеризации, необходимой диспетчерским центрам АО "СО ЕЭС" для управления электроэнергетическим режимом работы энергосистем, в том числе по организации наличия и обеспечению функционирования двух независимых каналов связи между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами АО "СО ЕЭС".

При этом, не требуется организация телефонной связи для оперативных переговоров диспетчерского персонала с оперативным персоналом подстанций с высшим классом напряжения 110 кВ, присоединенных к линиям электропередачи ответвлениями (отпайками), а также подстанций с высшим классом напряжения 110 кВ, в составе которых отсутствуют объекты диспетчеризации, находящиеся в диспетчерском управлении диспетчерских центров, при условии, что на указанные подстанции организована передача диспетчерских команд и разрешений через центры управления сетями соответствующих сетевых организаций.

Для повышения наблюдаемости и управляемости режимами работы объектов электроэнергетики продолжается работа по планированию в инвестиционных программах производителей электрической энергии, сетевых организаций, в том числе являющихся дочерними обществами ПАО "Россети", ОАО "РЖД" и других субъектов электроэнергетики мероприятий по модернизации и расширению ССПИ.

Модернизация СОТИАССО, в том числе ССПИ, на объектах электроэнергетики производителей электрической энергии, дочерних обществ ПАО "Россети" и других сетевых организаций осуществляется по программам модернизации и расширения СОТИАССО (ССПИ).

ОАО "РЖД" утвержден План поэтапной реализации мероприятий по повышению надежности объектов ОАО "РЖД" с объемами реконструкции первичного оборудования РУ 110 - 220 кВ, модернизации устройств РЗА и обеспечению наблюдаемости со сроками реализации до 2030 года.

9.4. Реализованные в ЕЭС России проекты дистанционного (теле-) управления оборудованием подстанций из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС", в том числе успешный ввод в промышленную эксплуатацию автоматизированных программ переключений по выводу в резерв (вводу в работу) оборудования ПС 330 кВ Завод Ильич, ПС 330 кВ Василеостровская (ОЭС Северо-Запада), ПС 500 кВ Щелоков (ОЭС Средней Волги) и вывода в ремонт (ввода в работу) КЛ 330 кВ Завод Ильич - Василеостровская (ОЭС Северо-Запада) подтвердили возможность массового применения технологий дистанционного (теле-) управления, в том числе с использованием автоматизированных программ переключений.

В соответствии с решениями совещания между АО "СО ЕЭС" и ПАО "Россети", состоявшегося 15.02.2017, определен перечень подстанций дочерних обществ ПАО "Россети" для реализации до 2021 года проектов дистанционного (теле-) управления оборудованием и устройствами подстанций из центров управления сетями дочерних обществ ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС". В 2018 году указанный перечень актуализирован на период до 2025 года (Таблица 9.1).

Таблица 9.1 - Перечень подстанций сетевых организаций, являющихся дочерними обществами ПАО "Россети", для реализации проектов дистанционного (теле-) управления оборудованием и устройствами подстанций из центров управления сетями дочерних обществ ПАО "Россети" и диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" на период до 2025 года

В целях внедрения дистанционного (теле-) управления режимами работы и оборудованием солнечных электростанций (СЭС) из диспетчерских центров АО "СО ЕЭС" и формирования общих подходов к его реализации осуществлен пилотный проект по управлению режимами работы Бурибаевской СЭС средствами телеуправления из Филиала АО "СО ЕЭС" Башкирское РДУ.

В 2019 году планируется внедрение дистанционного (теле-) управления режимами работы и оборудованием Исянгуловской СЭС из Филиала АО "СО ЕЭС" Башкирское РДУ.

9.5. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2019 - 2025 годах планируется реализация следующих проектов по развитию ПА в электрической сети 330 - 750 кВ:

- расширение зоны, защищаемой ЦСПА ОЭС Северо-Запада;

- модернизация ЦСПА ОЭС Средней Волги, ЦСПА ОЭС Урала, ЦСПА ОЭС Юга, ЦСПА Тюменской энергосистемы с целью их перевода на платформу ЦСПА 3-го поколения;

- модернизация ЦСПА ОЭС Сибири с целью подключения новых низовых устройств и выполнения расчета управляющих воздействий по критерию обеспечения динамической устойчивости;

- подключение АДВ ПС 500 кВ Иркутская и АДВ ПС 500 кВ Озерная к ЦСПА ОЭС Сибири в качестве новых низовых устройств;

- модернизация АДВ ПС 1150 кВ Алтай, УКПА Усть-Илимской ГЭС, АПНУ ПС 500 кВ Тамань, АПНУ ПС 330 кВ Симферопольская, ЛАПНУ Жигулевской ГЭС, ЛАПНУ Саратовской ГЭС, ЛАПНУ Балаковской АЭС, ЛАПНУ Чебоксарской ГЭС, комплекса ПА Курской АЭС, комплекса ПА Нововоронежской АЭС, комплекса ПА Смоленской АЭС, ЛАПНУ ПС 500 кВ Южная, ЛАПНУ ОРУ 500 кВ Приморской ГРЭС;

- подключение ЛАПНУ Ленинградской АЭС-2 к ЦСПА ОЭС Северо-Запада в качестве низового устройства;

- создание ЦСПА северо-западного района ОЭС Центра на платформе ЦСПА 3-го поколения;

- создание ЛАПНУ на Волжской ГЭС и обеспечение ее работы в качестве низового устройства ЦСПА ОЭС Юга.

9.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2019 - 2025 годы планируется реализация проектов по развитию централизованных систем автоматического регулирования частоты и перетоков активной мощности:

- подключение Цимлянской ГЭС к ЦС АРЧМ ОЭС Юга;

- подключение энергоблоков ТЭС по результатам конкурентных отборов поставщиков услуг по обеспечению системной надежности к управлению ЦКС АРЧМ ЕЭС (ЦС АРЧМ ОЭС);

- создание ЦС АРЧМ энергосистемы Республики Саха (Якутия) с подключением к управлению Каскада Вилюйских ГЭС-1, 2.

9.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2019 - 2025 годы планируется:

- создание программно-технических комплексов СМПР на Гусиноозерской ГРЭС, Кармановской ГРЭС, Конаковской ГРЭС, Ленинградской АЭС-2, Курской АЭС-2, ТЭЦ-22 ПАО "Мосэнерго", ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго", Невинномысской ГРЭС, ТЭС Сила Сибири, Саратовской ГЭС, Сакской ТЭЦ, Красноярской ГРЭС-2, ГТУ ТЭЦ ООО "ЛУКОЙЛ - ПНОС", Липецкой ТЭЦ-2, Иркутской ГЭС, а также на подстанциях ГУП РК "Крымэнерго" и строящихся подстанциях 500 кВ;

- расширение существующих комплексов СМПР на Белоярской АЭС, Балаковской АЭС, Кольской АЭС, Калининской АЭС, Смоленской АЭС, Ленинградской АЭС, Ростовской АЭС, Курской АЭС, Нововоронежской АЭС, Жигулевской ГЭС, Загорской ГАЭС, Киришской ГРЭС и Рефтинской ГРЭС.

9.8. Одним из нормативных возмущений является отключение электросетевого элемента при различных видах КЗ с отказом выключателя и действием УРОВ. Компоновочные решения РУ ряда электростанций и подстанций связаны с наличием участков РУ (между выключателями и трансформаторами тока), КЗ в которых не могут нормально ликвидироваться действием основных защит и вынужденно ликвидируются действием УРОВ ("мертвая зона"). С учетом возможного отказа выключателя при ликвидации указанного КЗ, что соответствует нормативному возмущению, общая длительность существования КЗ будет превышать двойное время УРОВ, что приведет к рискам отсутствия возможности обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций.

Для ускорения отключения КЗ в "мертвых зонах" РУ объектов электроэнергетики разработана быстродействующая релейная защита РЗМЗ, позволяющая ликвидировать КЗ в "мертвой зоне" с временем действия основных быстродействующих защит электросетевых элементов РУ.

Оценка необходимости применения РЗМЗ для обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования электростанций проводится на стадии проектирования новых объектов электроэнергетики.

Для действующих электростанций, на которых существует проблема обеспечения динамической устойчивости генерирующего оборудования, а также на некоторых смежных с ними объектах электроэнергетики, целесообразно применение РЗМЗ в краткосрочной перспективе. Среди первоочередных действующих объектов, на которых необходимо реализовать мероприятие являются:

- Балаковская АЭС;

- Смоленская АЭС;

- Калининская АЭС;

- Кольская АЭС;

- Псковская ГРЭС;

- Рязанская ГРЭС;

- Нововоронежская АЭС;

- Костромская ГРЭС;

- Нижнекамская ГЭС;

- Усть-Илимская ГЭС;

- Березовская ГРЭС (РУ ПС 1150 кВ Итатская);

- Назаровская ГРЭС;

- ПС 330 кВ Княжегубская;

- ПС 330 кВ Лоухи;

- Курская АЭС;

- ТЭЦ-26 ПАО "Мосэнерго";

- Череповецкая ГРЭС.

9.9. При включении ЛЭП при опробовании или ТАПВ на междуфазное КЗ существуют риски нарушения динамической устойчивости генерирующего оборудования электрических станций. Кроме того, при неуспешном ТАПВ или опробовании на ЛЭП 500 - 750 кВ в отключаемом токе (неповрежденных фаз) возникает апериодическая составляющая, обусловленная подключенными шунтирующими реакторами, которая в условиях, близких к 100% степени компенсации емкостного тока, может привести к отсутствию перехода через нулевое значение тока выключателя на неповрежденной фазе. При этом существует высокая вероятность повреждения выключателя.

При строительстве (реконструкции, модернизации) электростанций, подстанций в распределительных устройствах напряжением 110 - 750 кВ предусматриваются технические решения, обеспечивающие недопущение повреждения элегазовых выключателей при отключении ЛЭП, оснащенных средствами компенсации реактивной мощности, после неуспешного АПВ или неуспешного включения ЛЭП по причине возникновения апериодической составляющей тока в неповрежденных фазах.

В том числе, для исключения включения ЛЭП на междуфазное КЗ и уменьшения вероятности включения ЛЭП на однофазное КЗ при опробовании разработан и апробирован на цифровой модели программно-аппаратного комплекса RTDS алгоритм функционирования устройств поочередного включения фаз ЛЭП при осуществлении ТАПВ и опробовании ВЛ (далее - Автоматика опробования ЛЭП 500 - 750 кВ). Опытный образец устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ испытан на цифровых моделях ЛЭП 500 - 750 кВ и действующем объекте электроэнергетики - КВЛ 500 кВ Саяно-Шушенская ГЭС - Новокузнецкая N 1.

В 2019 - 2020 годах планируется установка устройства Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ на ВЛ 750 кВ Курская АЭС - Новобрянская в качестве мероприятия по успешной коммутации элегазовых выключателей.

Оценка необходимости применения Автоматики опробования ЛЭП 500 - 750 кВ в качестве одного из мероприятий по обеспечению успешной коммутации элегазовых выключателей реактированных ЛЭП проводится на стадии проектирования при создании (модернизации) объектов электроэнергетики.

9.10. В связи с неправильной работой устройств РЗ в переходных режимах, связанной с насыщением ТТ апериодической составляющей тока КЗ и наличием остаточного намагничивания его сердечников, ставшей причиной каскадного развития аварии на Ростовской АЭС с отделением ОЭС Юга на изолированную работу 04.11.2014.

В рамках выполнения НИР проведены функциональные испытания устройств РЗ различных производителей, используемых на объектах электроэнергетики ЕЭС России, с участием АО "СО ЕЭС", крупнейших сетевых и генерирующих компаний, а также основных фирм - производителей устройств РЗ - ООО НПП "ЭКРА", ООО "Релематика", ООО "АББ Силовые и Автоматизированные Системы", ООО "Сименс", ООО "ДжиИ Рус".

Испытания показали, что типовые алгоритмы РЗ в ряде режимов не обеспечивают правильное функционирование защит в условиях насыщения ТТ (излишнее и замедленное срабатывание), в связи с чем принято решение о продолжении работ по дальнейшему совершенствованию алгоритмов устройств РЗ.

9.11. При создании (модернизации) РЗА выполняются "Требования к оснащению линий электропередачи и оборудования объектов электроэнергетики классом напряжения 110 кВ и выше устройствами и комплексами релейной защиты и автоматики и принципам функционирования устройств и комплексов релейной защиты и автоматики", утвержденные приказом Минэнерго России от 13.02.2019 N 101 и "Требования к каналам связи для функционирования релейной защиты и автоматики", утвержденные приказом Минэнерго России от 13.02.2019 N 97.