10.1. СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ РОССИИ НА 2013 - 2019 ГОДЫ

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.

Таблица 10.1. Реализация проектов по развитию ЦС АРЧМ

--------------------------------

<*> Энергоблоки ТЭС подключаются к управлению от систем АРЧМ по результатам конкурентных отборов поставщиков услуг по обеспечению системной надежности.

<**> АВРЧМ - автоматическое вторичное регулирование частоты и перетоков активной мощности.

10.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2013 - 2019 годах в рамках развития СМПР планируется:

- создание программно-технических комплексов СМПР на Конаковской ГРЭС, Невинномысской ГРЭС, Няганской ГРЭС, Загорской ГАЭС-2, Тюменской ТЭЦ-1, ТЭЦ-16 Мосэнерго, Воткинской ГЭС, Южноуральской ГРЭС-2, Белоярской АЭС-2, Гусиноозерской ГРЭС, Березовской ГРЭС, Серовской ГРЭС, а также на строящихся подстанциях напряжением 500 кВ;

- расширение существующих комплексов СМПР на Уренгойской ГРЭС, Волжской ГЭС и Рязанской ГРЭС.

10.8. При создании (модернизации) РЗА, ССПИ и технологической связи рекомендуется выполнение следующих требований:

10.8.1. Основные требования при создании (модернизации) РЗА.

При создании (модернизации) РЗА на объектах электроэнергетики должны устанавливаться микропроцессорные устройства РЗА.

Построение комплексов РЗА должно осуществляться таким образом, чтобы при любом событии, требующем работы комплекса РЗА, функции РЗА выполнялись при независимом от исходного события отказе одного любого устройства, входящего в комплекс РЗА, и исключалась возможность отказа функционирования комплекса РЗА по общей причине.

Функционирование комплексов и устройств РЗА при наличии на объекте электроэнергетики автоматизированной системы управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП) должно быть автономным и не зависеть от состояния АСУ ТП.

Вновь вводимые (модернизированные) комплексы и устройства РЗА должны предусматривать возможность информационного обмена между собой, а также с автоматизированной системой управления технологическим процессом объекта электроэнергетики. Обмен информацией должен осуществляться с использованием стандартных протоколов обмена информации.

Комплексы и устройства РЗА должны удовлетворять требованиям защищенности от несанкционированного доступа к информации.

На электростанциях и подстанциях должна создаваться электромагнитная обстановка, обеспечивающая электромагнитную совместимость и устойчивую работу комплексов и устройств РЗА при всех возможных видах электромагнитных воздействий.

10.8.2. Требования по оснащению комплексами и устройствами релейной защиты и сетевой автоматики ЛЭП 110 кВ и выше.

На каждой питающей стороне ЛЭП 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, должны устанавливаться основная и резервная защита. При этом в качестве основной защиты должна предусматриваться защита от всех видов КЗ с абсолютной селективностью.

Две основные защиты необходимо предусматривать на ЛЭП 110 - 220 кВ в следующих случаях:

- время отключения КЗ на линии при отсутствии основной защиты не удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости генерирующего

оборудования или нагрузки потребителей;

- дальнее резервирование при КЗ на линии не обеспечивается;

- линия является кабельной или кабельно-воздушной.

На каждой стороне ЛЭП 330 кВ и выше должно устанавливаться не менее двух основных защит.

На каждой стороне ЛЭП 330 кВ и выше три основные защиты должны устанавливаться:

- на линиях электропередачи, отходящих от АЭС;

- на линиях электропередачи, при КЗ на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;

- на линиях электропередачи, при КЗ на которых и отказе быстродействующих защит отключение КЗ с выдержкой времени ступенчатыми защитами приводит к нарушению устойчивости;

- на межгосударственных линиях электропередачи.

Для каждой основной защиты ЛЭП 110 кВ и выше должен выделяться канал связи, независимый от каналов связи других защит данной ЛЭП.

На каждой ЛЭП 110 кВ и выше, за исключением кабельных ЛЭП, должно предусматриваться трехфазное автоматическое повторное включение.

На ЛЭП 330 кВ и выше должно предусматриваться ОАПВ. Применение ОАПВ на ЛЭП 220 кВ должно быть обосновано.

ТАПВ должно обеспечивать возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и синхронного включения под нагрузку. Для ЛЭП 110 - 220 кВ обеспечение синхронного включения предусматривается в обязательном порядке для ЛЭП, отходящих от электростанций, на остальных ЛЭП - при обосновании необходимости такого включения.

На линиях, при включении которых возможно объединение частей разделившейся энергосистемы должны предусматриваться устройства улавливания синхронизма. Эти устройства должны использоваться для АПВ УС и для ручного включения с улавливанием синхронизма.

Устройство АПВ следует предусматривать отдельно на каждый выключатель.

10.8.3. Требования по оснащению устройствами релейной защиты автотрансформаторов и трансформаторов 220 кВ и выше.

На АТ и Т должны устанавливаться защиты от внутренних, внешних КЗ и недопустимых режимов работы.

Два комплекта дифференциальных защит должно устанавливаться на АТ (Т) 330 кВ и выше, на АТ 220 кВ мощностью 160 МВА и более, а также на АТ(Т) любой мощности, если отключение КЗ на любой его стороне при отсутствии дифференциальной защиты не обеспечивается действием защит дальнего резервирования или время отключения такого КЗ резервными защитами или защитами дальнего резервирования приводит к повреждению изоляции обмоток автотрансформатора.

На АТ 220 кВ выше резервные защиты от всех видов КЗ должны устанавливаться на каждой стороне автотрансформатора.

На ошиновке 330 кВ АТ (Т) и выше должно предусматриваться две основные защиты.

10.8.4. Требования по оснащению устройствами релейной защиты ШР, УШР 330 кВ и выше.

На ШР, УШР должны устанавливаться защиты от внутренних КЗ и недопустимых режимов работы.

На ШР, УШР должны предусматриваться два комплекта быстродействующих защит от внутренних повреждений. В составе каждого комплекта должна быть продольная дифференциальная токовая защита и поперечная дифференциальная токовая защита. На УШР, в зависимости от его типа, кроме указанных защит должны устанавливаться защиты: обмотки управления, полупроводниковых преобразователей, компенсационной обмотки, промежуточного и заземляющего трансформаторов.

Защита ШР, УШР, подключенных к ЛЭП без выключателя, должна действовать на отключение ЛЭП с двух сторон с запретом АПВ.

10.8.5. Требования по оснащению устройствами релейной защиты и сетевой автоматики систем шин 110 кВ и выше.

Для каждой системы (секции) шин 110 - 220 кВ должна предусматриваться отдельная дифференциальная защита шин (ДЗШ).

Два комплекта защиты шин должны устанавливаться в следующих случаях:

- по условию сохранения устойчивости нагрузки, обеспечения надежной работы электростанций, а также предотвращения нарушения технологии особо ответственных производств или при наличии на системе (секции) шин 110 - 220 кВ более 10 присоединений;

- на шинах комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией.

- на каждой системе (секции) шин 330 кВ и выше.

Для двойной системы шин с одним выключателем на присоединение ДЗШ должна выполняться по схеме с фиксированным распределением присоединений. При этом в ДЗШ и УРОВ должна предусматриваться возможность изменения фиксации оперативных цепей и цепей тока при перефиксации присоединения(-ий) с одной системы шин на другую.

Выключатели присоединения должны входить в зону ДЗШ.

При наличии ТТ с двух сторон выключателя, выключатель должен входить в зону действия ДЗШ и защиты присоединения.

Должна быть предусмотрена возможность выполнения АПВ шин открытых распределительных устройств 110 - 220 кВ.

10.8.6. УРОВ 110 кВ и выше.

УРОВ 110 - 220 кВ может выполняться как одно устройство на систему шин, секцию, распределительное устройство (централизованный УРОВ) или отдельно для каждого выключателя (индивидуальный УРОВ).

В УРОВ 110 - 220 кВ следует предусматривать возможность изменения фиксации цепей при переводе присоединения с одной системы шин на другую.

УРОВ 330 - 750 кВ должен предусматриваться отдельно для каждого выключателя (индивидуальный УРОВ).

10.8.7. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами ПА и РА.

На ЛЭП 330 кВ и выше должны устанавливаться устройства ФОЛ (с каждой стороны ЛЭП), УПАСК. На ЛЭП 110 - 220 кВ необходимость установки устройств ФОЛ и УПАСК определяется проектными решениями.

Устройства АОПН должны устанавливаться на всех ЛЭП напряжением 500 кВ и выше длиной не менее 200 км с каждой стороны ЛЭП. Необходимость и места установки устройств АОПН на ЛЭП напряжением 500 кВ меньшей длины, а также на ЛЭП напряжением 330 кВ и ниже должна определяться проектными решениями.

На всех ЛЭП 500 кВ и выше устройства АЛАР должны устанавливаться с каждой стороны ЛЭП. На всех связях напряжением 110 - 330 кВ, по которым возможен асинхронный режим, устройства АЛАР должны устанавливаться с каждой стороны связи.

На ЛЭП при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства КПР, АРПМ, АОПО, АЛАР неполнофазного режима.

На АТ при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства ФОТ, КПР, АОПО.

На энергоблоках ТЭС и АЭС номинальной мощностью 500 МВт и более должны быть предусмотрены КРТ, ДРТ, ОГ, а также установлены устройства ФОБ. Необходимость организации КРТ, ДРТ, ОГ и установки устройств ФОБ на энергоблоках меньшей мощности определяется проектными решениями.

Устройства АЛАР должны устанавливаться на всех генераторах атомных электростанций и на всех генераторах мощностью 500 МВт и выше ТЭС и ГЭС. Необходимость установки устройств АЛАР на генераторах меньшей мощности должна определяться проектными решениями.

Все гидроагрегаты единичной мощностью 10 МВт и выше, ГЭС и ГАЭС мощностью 50 МВт и выше, кроме ГЭС, не имеющих регулирующего водохранилища, должны быть оснащены устройствами АЧВР.

На электростанциях и ПС при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства и комплексы ЛАПНУ. Указанные устройства и комплексы должны предусматривать возможность работы в качестве низового устройства ЦСПА.

Устройства ЧДА должны устанавливаться на всех ТЭС мощностью 25 МВт и выше, за исключением ТЭС, на которых по условиям их работы установка устройств ЧДА невозможна.

На ПС и электростанциях, питающих местную нагрузку, должны устанавливаться устройства АЧР, ЧАПВ.

На электростанциях в зависимости от технических требований должны устанавливаться следующие устройства режимной автоматики:

- системы автоматического регулирования частоты и активной мощности генерирующих установок;

- системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ) ГЭС;

- автоматические регуляторы возбуждения (АРВ) синхронных и

асинхронизированных генераторов;

- групповые регуляторы напряжения и реактивной мощности (ГРНРМ) генерирующих установок.

На трансформаторах, автотрансформаторах должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

На синхронных (асинхронизированных) компенсаторах, статических компенсаторах, управляемых шунтирующих реакторах должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения.

На синхронных (асинхронизированных) компенсаторах должны быть установлены устройства автоматического регулирования возбуждения и форсировки (УФ) возбуждения.

Для генераторов мощностью 60 МВт и более и для компенсаторов мощностью 100 МВар и более следует устанавливать быстродействующие системы возбуждения с АРВ сильного действия или с АРВ, оснащенными системными стабилизаторами (АРВ с PSS).

10.8.8. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами регистрации аварийных событий и процессов.

Регистрация аварийных событий и процессов должна осуществляться в целях объективного контроля эксплуатационного состояния оборудования объектов электроэнергетики и алгоритмов функционирования РЗ, СА, РА, ПА при авариях в энергосистеме.

Регистрации подлежат параметры электромеханических и электромагнитных переходных процессов линий электропередачи и оборудования главной схемы, факты срабатывания устройств РЗА, изменения состояния коммутационных аппаратов, параметры систем оперативного постоянного тока.

Регистрация аварийных событий и процессов должна осуществляться с использованием автономных регистраторов аварийных событий и процессов.

Кроме автономных регистраторов аварийных событий и процессов должны использоваться регистраторы СМПР и микропроцессорные устройства РЗ, СА, РА, ПА, ОМП, в которых должны предусматриваться функции регистрации аварийных событий и процессов.

Автономные регистраторы аварийных событий и процессов должны устанавливаться на электростанциях и подстанциях 110 кВ и выше. Регистраторы СМПР должны устанавливаться на следующих объектах электроэнергетики ЕЭС России:

на подстанциях 500 кВ и выше единой национальной (общероссийской) электрической сети;

на электростанциях установленной мощностью 500 МВт и более;

на межгосударственных и входящих в контролируемые сечения Единой энергетической системы России линиях электропередачи 220 кВ и выше, определяемых ОАО "СО ЕЭС". При регистрации аварии должна обеспечиваться запись аварийных сигналов и процессов в объеме, достаточном для своевременного анализа аварийного процесса и однозначного установления причин возникновения, протекания и ликвидации аварии.

Регистраторы аварийных событий и процессов должны обеспечивать:

- запись параметров аварийных событий и процессов с погрешностью не более 1 миллисекунды относительно точного времени;

- запись параметров аварийных событий и процессов при полном обесточении объекта электроэнергетики;

- хранение зарегистрированной информации и ее сохранение при исчезновении питания регистратора аварийных событий и процессов.

10.8.9. Требования к каналам связи для оперативно-диспетчерского, оперативно-технологического управления, для передачи данных РАСП в диспетчерские центры, сигналов и команд РЗА.

Технические задания, проектная и рабочая документация на организацию каналов связи между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами, обеспечивающих функционирование АСДУ, должны быть согласованы собственниками данных объектов с субъектом оперативно-диспетчерского управления.

Технические задания, проектная и рабочая документация на организацию каналов связи между центрами управления сетями сетевой организации с объектами электроэнергетики иных собственников, обеспечивающих функционирование АСТУ <1> , подлежат взаимному согласованию между сетевой организацией и указанными собственниками.

--------------------------------

<1> Только в части требований к каналам, используемым для оперативно-технологического управления.

Технические задания, проектная и рабочая документация на организацию каналов связи, обеспечивающих функционирование РЗА, должны быть согласованы с собственниками технологически связанных объектов электроэнергетики, а также с субъектом оперативно-диспетчерского управления, если устройства РЗА отнесены к объектам диспетчеризации.

В проектной и рабочей документации согласованию подлежат: технические требования к каналам связи (пропускная способность, протоколы и интерфейсы информационного обмена, скорость передачи информации и т.п.), требования к их организации направления обмена информации, а также технические требования к аппаратному исполнению присоединения каналов связи к узлам связи соответствующих диспетчерских центров, центров управления сетями и объектов электроэнергетики.

При проектировании и организации каналов связи, обеспечивающих функционирование АСДУ, должно быть обеспечено наличие двух независимых каналов связи объекта электроэнергетики с каждым диспетчерским центром, имеющим объекты диспетчеризации в составе указанного объекта электроэнергетики. Пропускная способность указанных каналов связи должна обеспечивать передачу требуемых видов и объемов информации в диспетчерский центр, включая телефонную связь для оперативных переговоров, телеметрическую информацию и данные, используемые для задач оперативно-диспетчерского управления, ПА и РА.

Указанные каналы связи должны проектироваться и организовываться между объектами электроэнергетики и узлами доступа сетей связи, определенными субъектом оперативно-диспетчерского управления. Организация каналов связи от указанных узлов доступа до диспетчерских центров осуществляется субъектом оперативно-диспетчерского управления.

При проектировании и организации каналов связи, обеспечивающих функционирование АСТУ, должно быть предусмотрено наличие двух независимых каналов связи объекта электросетевого хозяйства 110 кВ и выше с центрами управления сетями, в технологическом управлении и ведении которых находятся ЛЭП, оборудование или устройства объекта. Требования к каналам связи с объектов по организации передачи информации определяются субъектами электроэнергетики самостоятельно, либо по взаимному согласованию между собственниками технологически связанных объектов.

Каналы связи, обеспечивающие функционирование АСДУ, АСТУ, для осуществления оперативных переговоров диспетчерского персонала диспетчерских центров с оперативным персоналом центров управления сетями и объектов электроэнергетики, оперативного персонала центров управления сетями с оперативным персоналом объектов электроэнергетики должны быть организованы без коммутации на промежуточных АТС.

Допускается организация постоянного транзитного соединения указанных каналов в промежуточных пунктах.

При новом строительстве, техническом перевооружении, модернизации или реконструкции объектов электроэнергетики для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, РЗА, проектными решениями должно предусматриваться применение наземных каналов связи.

Спутниковые каналы связи до организации второго наземного канала связи могут временно использоваться в качестве одного из каналов связи для АСДУ, АСТУ, передачи телеметрической информации, обеспечивающей функционирование ПА и РА, если эти каналы удовлетворяют требованиям по времени передачи информации.

Передача телеметрической информации между объектами электроэнергетики и диспетчерскими центрами, центрами управления сетями должна осуществляться без промежуточной обработки.

Допускается передача телеметрической информации с объектов электроэнергетики напряжением 110 кВ и ниже в центры управления сетями с одной ступенью промежуточной обработки.

Требования к каналам связи для передачи телеметрической информации в центры управления сетями, осуществляемой непосредственно с датчиков, установленных на ЛЭП (температура провода, гололедно-ветровая нагрузка и прочее), информации систем коммерческого и технического учета электрической энергии определяются субъектами электроэнергетики самостоятельно.

Для передачи информации, обеспечивающей функционирование ПА, РА, с объектов электросетевого хозяйства 110 кВ и выше и электростанций мощностью 5 МВт и более независимо от класса напряжения их присоединения к электрической сети, должно быть организовано не менее двух независимых каналов связи в каждом направлении передачи информации.

Для объектов электросетевого хозяйства ниже 110 кВ и электростанций мощностью менее 5 МВт требования по организации передачи информации определяются субъектами электроэнергетики самостоятельно, либо по взаимному согласованию между собственниками технологически связанных объектов.

Для передачи сигналов и команд ПА и РА должен использоваться дублированный режим передачи информации.

Каждый канал связи, обеспечивающий функционирование устройств РЗ, осуществляющих функцию основной защиты ЛЭП, должен быть организован по выделенному каналу, независимому от каналов связи для других устройств РЗ той же ЛЭП.

Организация каналов связи, обеспечивающих функционирование устройств РЗ ЛЭП 220 кВ и выше, должна исключать возможность одновременной потери функциональности основных защит разных ЛЭП по общей причине.

Передача сигналов и команд РЗ должна осуществляться без промежуточной обработки.

Организация ВЧ каналов связи по грозотросам ВЛ для передачи сигналов и команд РЗА не допускается.

При организации ВЧ каналов связи по фазным проводам ВЛ с совмещением передачи сигналов и команд РЗА, технологической телефонной связи и телеметрической информации, должна быть организована приоритетная передача команд РЗА.

Каналы радио-релейной связи, ВЧ связи по ВЛ и спутниковой связи должны выполняться с учетом обеспечения запаса по перекрываемому затуханию с учетом неблагоприятных погодных условий (туман, изморось, гололед, дождь).

Для передачи команд РЗА ВЧ каналы связи по ВЛ должны дополнительно обеспечивать запас по перекрываемому затуханию при возможных КЗ на ВЛ, по проводам которой организован ВЧ канал.

При организации каналов связи должны выполняться условия по обеспечению электромагнитной совместимости.

Суммарное время измерения и передачи телеметрической информации:

- в АСДУ, комплексы ПА и РА с объектов электросетевого хозяйства 110 кВ и выше и электростанций установленной мощностью 5 МВт и выше, независимо от класса напряжения не должно превышать 1 секунды без учета времени обработки данных в программно-техническом комплексе (ПТК) диспетчерского центра, комплексах ПА, РА;

- в АСТУ с объектов электросетевого хозяйства 110 кВ и выше не должно превышать 1 секунды.

Время передачи сигналов и команд РЗ и ПА по каналам связи:

- организованным по ВОЛС, КЛС и РРЛ - не более 10 мс;

- организованным по каналам ВЧ связи на одной ЛЭП - не более 25 мс.

Время передачи команд управления РА от управляющего вычислительного

комплекса ЦС (ЦКС) АРЧМ до системы автоматического регулирования частоты и мощности энергоблока ТЭС или ГРАМ ГЭС не должно превышать 1 секунды.

Время передачи команд дистанционного (теле-) управления из диспетчерских центров, центров управления сетями на объект электроэнергетики с учетом обработки команд в ПТК диспетчерских центров, центров управления сетями и на объекте (до начала исполнения команд) не должно превышать 5 секунд.

Коэффициент готовности одного канала связи для передачи сигналов и команд РЗА должен быть не ниже 0,99 в год, обобщенный коэффициент готовности системы связи для РЗА, состоящей из двух независимых каналов, должен быть не ниже 0,9999 в год.

Вероятность ложного действия аппаратуры для передачи сигналов и команд РЗА должна составлять не более 10 - 6.

Коэффициент готовности одного канала связи для передачи информации в АСДУ, АСТУ должен быть не ниже 0,98 в год, обобщенный коэффициент готовности систем связи для АСДУ, АСТУ объектами электроэнергетики 110 кВ и выше, состоящих из двух независимых каналов связи, должен быть не ниже 0,9996 в год.

Должен обеспечиваться автоматический контроль исправности каналов связи для РЗА. При неисправности канала связи должна обеспечиваться автоматическая блокировка устройств РЗА, если эта неисправность может привести к неправильным действиям устройств РЗА, с возможностью автоматической и/или ручной деблокировки, а также формирование сигнала неисправности канала соответствующих устройств РЗА.

Каналы связи, обеспечивающие функционирование РЗА, организуемые в цифровых системах передачи по ВОЛС, КЛС или РРЛ, должны иметь согласованные с устройствами РЗА электрические или оптические интерфейсы. Согласование интерфейсов может выполняться как со стороны цифровых систем передачи, так и со стороны устройств РЗА.

Для микропроцессорных устройств РЗА, имеющих линейные оптические интерфейсы, должна предусматриваться возможность организации их работы по выделенным оптическим волокнам волоконно-оптического кабеля при условии соответствия его протяженности ресурсным возможностям оптических интерфейсов.

При превышении допустимой протяженности, или невозможности выделения оптических волокон, организация каналов, обеспечивающих функционирование микропроцессорных устройств РЗА по ВОЛС осуществляется через мультиплексоры цифровых систем передачи.

Субъекты электроэнергетики и потребители электрической энергии в процессе эксплуатации каналов связи, используемых для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, РЗА, обязаны обеспечить контроль их эксплуатационного состояния, в том числе, путем выполнения требований к объектам диспетчеризации диспетчерских центров (годовое и месячное планирование технического обслуживания, оформление диспетчерских заявок и т.д.).

В случае использования субъектом электроэнергетики, потребителем электрической энергии для передачи информации, обеспечивающей функционирование АСДУ, АСТУ, РЗА, каналов, организованных в сетях операторов связи или технологических сетях иных субъектов электроэнергетики (потребителей электрической энергии), соответствующие условия, обеспечивающие соблюдение вышеуказанного требования, включаются в договоры об оказании услуг связи (договоры аренды каналов связи), заключенные между указанными лицами.

В случае потери диспетчерской телефонной связи должна быть предусмотрена возможность использования диспетчером ОАО "СО ЕЭС" и оперативным персоналом субъекта электроэнергетики производственно-технологической телефонной связи с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и на другие ведомственные телефонные сети путем набора номера.

10.8.10. Требования к передаче телеметрической информации с объектов электроэнергетики в диспетчерские центры ОАО "СО ЕЭС".

10.8.10.1. Детализированный перечень передаваемых в диспетчерские центры сигналов и измеряемых величин по каждому объекту электроэнергетики должен быть согласован с ОАО "СО ЕЭС".

10.8.10.2. Требования к точности измерений и параметрам передачи телеметрической информации:

- для электрических измерений должны использоваться многофункциональные измерительные преобразователи с классом точности не хуже 0.5, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 1, а при замене измерительных трансформаторов - не хуже 0.5; при этом должны обеспечиваться условия сохранения класса точности измерительных трансформаторов в части допустимой нагрузки вторичных цепей;

- передача телеизмерений в диспетчерские центры должна осуществляться в инженерных значениях измеряемых величин;

- суммарное время на измерение и передачу телеметрической информации (телеизмерений, телесигнализации) с объекта электроэнергетики в диспетчерский центр устанавливается требованиями подсистем системы оперативно-диспетчерского управления, использующих эту информацию, и должно находиться в пределах 1 - 2 секунд без учета времени обработки в диспетчерском центре;

- протоколы передачи телеметрической информации должны соответствовать рекомендациям Международной электротехнической комиссии и иметь статус Государственного стандарта Российской Федерации. Конкретный тип и реализация протокола должны быть согласованы с ОАО "СО ЕЭС";

- передача телеметрической информации в диспетчерские центры должна осуществляться без промежуточной обработки (без ретрансляции на промежуточных пунктах) по цифровым каналам технологической связи, организованным в соответствии с требованиями п. 10.8.9;

- телеметрическая информация должна содержать метку точного времени, формируемую на объекте электроэнергетики, которая должна передаваться в режимах, предусмотренных протоколами передачи и формулярами их согласования;

- реализация информационного обмена между объектом электроэнергетики и диспетчерским центром должна обеспечивать режим передачи телеметрической информации по изменению, периодическую передачу всего объема телеизмерений и телесигнализации по запросу от диспетчерского центра, а также периодическую (циклическую) передачу заданного состава телеизмерений, телесигнализации с настраиваемым периодом передачи информации;

- передача по изменению должна выполняться при изменении параметра на величину, превышающую зону нечувствительности.