8.1. Принятые сокращения
8.1. Принятые сокращения 
АДВ автоматическая дозировка (управляющих) воздействий
АЛАР автоматическая ликвидация асинхронного режима
АОПН автоматическое ограничение повышения напряжения
АОПО автоматическое ограничение перегрузки оборудования
АОПЧ автоматическое ограничение повышения частоты
АОСН автоматическое ограничение снижения напряжения
АОСЧ автоматическое ограничение снижения частоты
АПВ автоматическое повторное включение
АПНУ автоматическое предотвращение нарушения устойчивости
энергосистемы
АРВ автоматический регулятор возбуждения
АРН автоматическое регулирование напряжения
АРПМ автоматика разгрузки при перегрузке передачи по активной
мощности
АРЧМ автоматическое регулирование частоты и перетоков
активной мощности
АСУ ТП автоматизированная система управления технологическим
процессом подстанции, электростанции
АТ автотрансформатор
АТС автоматическая телефонная станция
АЧР автоматика частотной разгрузки
ВОЛС волоконно-оптическая линия связи
ДЗЛ дифференциальная защита линии
ДЗШ дифференциальная защита сборных шин
ДФЗ дифференциально-фазная защита
ЗНР защита от неполнофазного режима
КЗ короткое замыкание
КЛС кабельная линия связи
КПР контроль предшествующего режима
ЛЭП линия электропередачи
ОАПВ однофазное автоматическое повторное включение
ПА противоаварийная автоматика
ПО пусковой орган противоаварийной автоматики
РЗА релейная защита, сетевая, противоаварийная и режимная
автоматика, РАСП
САОН специальная автоматика отключения нагрузки
СВ секционный выключатель
СМПР система мониторинга переходных режимов в энергосистеме
ССПИ система сбора и передачи информации
Т трансформатор
ТАПВ трехфазное автоматическое повторное включение
ТН трансформатор напряжения
ТТ трансформатор тока
УВ управляющее воздействие
УПАСК устройство передачи аварийных сигналов и команд
УРОВ устройство резервирования отказа выключателей
УТМ устройство телемеханики
ФОБ фиксация отключения блока
ФОЛ фиксация отключения линии
ФОТ фиксация отключения трансформатора
ЦС централизованная система автоматического регулирования
АРЧМ частоты и перетоков активной мощности
ЦСПА централизованная система противоаварийной автоматики
ЧАПВ частотное автоматическое повторное включение
ШР шунтирующий реактор
ШСВ шиносоединительный выключатель
8.2. При строительстве, реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных схемой и программой развития ЕЭС России, рекомендуется обеспечить:
- наблюдаемость и управляемость режимов работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;
- повышение надежности функционирования ЕЭС России путем создания (модернизации) систем противоаварийного и режимного управления.
8.3. Для повышения наблюдаемости и управляемости электрических станций, объектов, отнесенных к Единой национальной (общероссийской) электрической сети и распределительной электрической сети, генерирующими компаниями, ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Холдинг МРСК" и другими субъектами электроэнергетики планируется и реализуется модернизация ССПИ на объектах электроэнергетики.
Модернизация ССПИ предусматривается инвестиционными программами генерирующих компаний, ОАО "ФСК ЕЭС", сетевых организаций, являющихся дочерними и зависимыми обществами ОАО "Холдинг МРСК" (далее - ДЗО ОАО "Холдинг МРСК") и других субъектов электроэнергетики. Технические требования к модернизируемым ССПИ и объемы подлежащей передаче в диспетчерские центры информации по объектам электроэнергетики, имеющим в своем составе объекты диспетчеризации, согласовываются с ОАО "СО ЕЭС".
По предварительным расчетам темпы модернизации в указанных энергетических компаниях в 2010 году составили (в % за год от общего числа объектов, которые должны быть модернизированы):
генерирующие компании - 9%;
ОАО "ФСК ЕЭС" - 6%;
ДЗО ОАО "Холдинг МРСК" - 3%;
ОАО "РЖД" - 1%;
другие крупные сетевые компании - 3%.
При условии сохранения существующих темпов модернизации в энергетических компаниях к 2017 году будет завершена модернизация ССПИ объектов электроэнергетики генерирующих компаний и будет близка к завершению в ОАО "ФСК ЕЭС".
В ОАО "Холдинг МРСК" при сохранении существующих темпов модернизации ССПИ будет модернизирована на 30 - 35% объектов, подлежащих модернизации, а в ОАО "РЖД" - на 8 - 10% объектов.
Следует отметить, что модернизация ССПИ в генерирующих компаниях, ОАО "ФСК ЕЭС", ДЗО ОАО "Холдинг МРСК" и ряде других сетевых компаний осуществляется по разработанным программам модернизации. Однако ДЗО ОАО "Холдинг МРСК" следует ускорить темпы модернизации, а ОАО "РЖД" целесообразно разработать аналогичную программу в целях повышения темпов модернизации.
8.4. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2011 - 2017 годах планируется реализация следующих проектов по развитию противоаварийной автоматики:
в части централизованных систем противоаварийной автоматики (далее - ЦСПА):
- ввод в промышленную эксплуатацию ЦСПА ОЭС Сибири, срок - IV квартал 2011 года;
- ввод в промышленную эксплуатацию ЦСПА ОЭС Востока, срок - IV квартал 2012 года;
- создание ЦСПА ОЭС Северо-Запада, срок - 2014 год;
- установка локальной автоматики предотвращения нарушения устойчивости (далее - ЛАПНУ) на ПС 500 кВ Тихорецк, ПС 500 кВ Шахты и ПС 500 кВ Чирюрт в качестве низовых устройств ЦСПА ОЭС Юга, срок - 2017 год;
в части локальной противоаварийной автоматики:
планы по модернизации существующих или вводу в эксплуатацию новых локальных комплексов противоаварийной автоматики на объектах электроэнергетики 330 - 500 кВ приведены в таблице 7.1.
Таблица 7.1. Планы по модернизации существующих или вводу в эксплуатацию новых локальных комплексов противоаварийной автоматики
┌───────┬─────────────────────────────────────┬───────────┬──────────────┐ │ N │ Комплекс ПА │ Срок │Модернизация/ │ │ │ │ окончания │ ввод │ │ │ │работ, год │ │ ├───────┴─────────────────────────────────────┴───────────┴──────────────┤ │ ОДУ Востока │ ├───────┬─────────────────────────────────────┬───────────┬──────────────┤ │ 1. │Комплекс ПА Зейской ГЭС │2013 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 2. │Комплекс ПА Бурейской ГЭС │2015 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 3. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Амурская │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 4. │Комплекс ПА Приморской ГРЭС │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 5. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Владивосток │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 6. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Благовещенская │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 7. │Комплекс ПА Нерюнгринской ГРЭС │2017 │модернизация │ ├───────┴─────────────────────────────────────┴───────────┴──────────────┤ │ ОДУ Сибири │ ├───────┬─────────────────────────────────────┬───────────┬──────────────┤ │ 8. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Барнаульская │2011 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 9. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Итатская │2011 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 10. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Камала │2011 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 11. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Восход │2012 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 12. │Комплекс ПА Богучанской ГЭС │2012 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 13. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Озерная │2012 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 14. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Иркутская │2012 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 15. │Комплекс ПА Саяно-Шушенской ГЭС │2013 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 16. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Заря │2013 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 17. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Гусиноозерская │2015 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 18. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Чита │2015 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 19. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Советско- │2016 │ввод │ │ │Соснинская │ │ │ ├───────┴─────────────────────────────────────┴───────────┴──────────────┤ │ ОДУ Урала │ ├───────┬─────────────────────────────────────┬───────────┬──────────────┤ │ 20. │Комплекс ПА Сургутской ГРЭС-2 │2011 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 21. │Комплекс ПА Нижневартовской ГРЭС │2011 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 22. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Калино │2011 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 23. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Тагил │2011 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 24. │Комплекс ПА ПС 500 кВ БАЗ │2011 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 25. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Газовая │2015 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 26. │Комплекс ПА Троицкой ГРЭС │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 27. │Комплекс ПА Ириклинской ГРЭС │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 28. │Комплекс ПА Пермской ГРЭС │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 29. │Комплекс ПА Верхне-Тагильской ГРЭС │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 30. │Комплекс ПА Среднеуральской ГРЭС │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 31. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Магнитогорск │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 32. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Шагол │2017 │модернизация │ ├───────┴─────────────────────────────────────┴───────────┴──────────────┤ │ ОДУ Средней Волги │ ├───────┬─────────────────────────────────────┬───────────┬──────────────┤ │ 33. │Комплекс ПА Нижнекамской ГЭС │2011 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 34. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Арзамасская │2012 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 35. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Куйбышевская │2012 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 36. │Комплекс ПА Саратовской ГЭС │2013 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 37. │Комплекс ПА Чебоксарской ГЭС │2016 │модернизация │ ├───────┴─────────────────────────────────────┴───────────┴──────────────┤ │ ОДУ Юга │ ├───────┬─────────────────────────────────────┬───────────┬──────────────┤ │ 38. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Балашовская │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 39. │Комплекс ПА Волжской ГЭС │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 40. │Комплекс ПА Ростовской АЭС │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 41. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Шахты │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 42. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Тихорецк │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 43. │Комплекс ПА Ставропольской ГРЭС │2017 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 44. │Комплекс ПА ПС 330 кВ Чирюрт │2017 │модернизация │ ├───────┴─────────────────────────────────────┴───────────┴──────────────┤ │ ОДУ Центра │ ├───────┬─────────────────────────────────────┬───────────┬──────────────┤ │ 45. │Комплекс ПА Калининской АЭС │2011 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 46. │Комплекс ПА ПС 500 кВ Липецкая │2011 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 47. │Комплекс ПА ТЭЦ-26 │2011 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 48. │Комплекс ПА Вологодско-Череповецкого │2012 │модернизация │ │ │узла (ПС Вологодская, ПС │ │ │ │ │Череповецкая) │ │ │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 49. │Комплекс ПА Загорской ГАЭС │2012 │ввод │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 50. │Комплекс ПА Смоленской АЭС │2013 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 51. │Комплекс ПА Курской АЭС │2014 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 52. │Комплекс ПА Конаковской ГРЭС │2015 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 53. │Комплекс ПА ПС Владимирская │2016 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 54. │Комплекс ПА ПС Михайловская │2016 │модернизация │ ├───────┴─────────────────────────────────────┴───────────┴──────────────┤ │ ОДУ Северо-Запада │ ├───────┬─────────────────────────────────────┬───────────┬──────────────┤ │ 55. │Комплекс ПА Киришской ГРЭС │2011 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 56. │Комплекс ПА энергосистемы │2011 │ввод │ │ │Калининградской области на объектах │ │ │ │ │330 кВ: ПС Советск, ПС Центральная, │ │ │ │ │ПС Северная и Калининградская ТЭЦ-2 │ │ │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 57. │Комплекс ПА Кольской АЭС │2015 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 58. │Комплекс ПА Ленинградской АЭС │2016 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 59. │Комплекс ПА ПС 400 кВ Выборгская │2016 │модернизация │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 60. │Комплекс ПА транзита 330 кВ Кольская │2016 │модернизация │ │ │АЭС - Княжегубская - Лоухи - │ │ │ │ │Путкинская - Ондская - Петрозаводск -│ │ │ │ │Сясь │ │ │ ├───────┼─────────────────────────────────────┼───────────┼──────────────┤ │ 61. │Комплекс ПА Балтийской АЭС │2016 │ввод │ └───────┴─────────────────────────────────────┴───────────┴──────────────┘
8.5. На объектах электроэнергетики электрической сети 110 - 220 кВ в части ПА в период времени до 2017 года планируется выполнение следующих работ:
- реализация технических решений технико-экономических обоснований (далее - ТЭО) (проектов):
- реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционных зонах: филиалов ОАО "СО ЕЭС" Смоленское РДУ, Коми РДУ, Приморское РДУ, Новосибирское РДУ, Волгоградское РДУ, Ростовское РДУ, Астраханское РДУ, Кубанское РДУ, Ленинградское РДУ;
- развития противоаварийной автоматики на транзите Иркутск - Бурятия - Чита в Южных и Северных частях энергосистем Республики Бурятия и Забайкальского края;
- разработка и реализация проектов реконструкции противоаварийной автоматики в операционных зонах филиалов ОАО "СО ЕЭС": Костромское РДУ, Кольское РДУ, Амурское РДУ, Курское РДУ, Красноярское РДУ, Архангельское РДУ, срок - до 2017 года.
8.6. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2011 - 2017 годах планируется реализация следующих проектов по развитию централизованных систем регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам активной мощности (таблица 7.2):
- 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 7.2. Реализация проектов по развитию централизованных систем регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам активной мощности
┌───┬────────────────┬─────────┬──────────┬─────────────────┬─────────────┐ │N N│ Наименование │Установ- │ Срок │ Срок готовности │Система АРЧМ │ │ │ГЭС для участия │ленная │готовности│ ГА (первого/ │ для │ │ │ в АВРЧМ │мощность,│ ГРАМ, год│ последнего) │ подключения │ │ │ │МВт │ │ │ ГЭС │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┼─────────────┤ │ 1 │ Бурейская ГЭС │ 2010 │30.10.2013│30.12.2012 (все) │ ЦС АРЧМ ОЭС │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ Востока │ │ 2 │ Зейская ГЭС │ 1330 │31.08.2011│ 31.12.2011 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┼─────────────┤ │ 3 │ Новосибирская │ 455 │30.09.2012│ 31.08.2012/ │ ЦС АРЧМ ОЭС │ │ │ ГЭС │ │ │ 30.04.2014 │ Сибири │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │ 4 │Саяно-Шушенская │ 6400 │01.09.2012│ 30.12.2011/ │ │ │ │ ГЭС │ │ │ 01.10.2014 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┼─────────────┤ │ 5 │ Воткинская ГЭС │ 1020 │20.08.2012│ 20.08.2012 │ ЦС АРЧМ ОЭС │ │ │ │ │ │ (все ГА) │ Урала │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │ 6 │ Камская ГЭС │ 522 │31.12.2013│ 31.10.2011/ │ │ │ │ │ │ │ 31.12.2017 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┼─────────────┤ │ 7 │Жигулевская ГЭС │ 2330,5 │30.06.2011│30.08.2012 (все) │ЦКС АРЧМ ЕЭС │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │ 8 │ Нижегородская │ 520 │31.12.2011│ 25.12.2013/ │ │ │ │ ГЭС │ │ │ 25.12.2016 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │ 9 │Саратовская ГЭС │ 1360 │31.08.2012│ 31.12.2011/ │ │ │ │ │ │ │ 31.12.2016 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │10 │ Чебоксарская │ 1370 │30.10.2011│ 30.10.2011/ │ │ │ │ ГЭС │ │ │ 30.10.2014 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┼─────────────┤ │11 │ Рыбинская ГЭС │ 346,4 │30.04.2012│ 31.10.2012/ │ │ │ │ │ │ │ 31.12.2019 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │12 │ Угличская ГЭС │ 110 │30.04.2012│ 30.04.2012/ │ │ │ │ │ │ │ 31.12.2016 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │13 │ Волжская ГЭС │ 2582,5 │31.08.2012│ 31.08.2012/ │ │ │ │ │ │ │ 30.09.2014 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┼─────────────┤ │14 │ Чиркейская ГЭС │ 1000 │30.10.2013│ 30.06.2013/ │ ЦС АРЧМ ОЭС │ │ │ │ │ │ 31.12.2014 │ Юга │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │15 │Миатлинская ГЭС │ 220 │30.10.2014│ 30.09.2013/ │ │ │ │ │ │ │ 30.09.2014 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │16 │ Зеленчукская │ 160 │31.07.2012│ 30.04.2012 │ │ │ │ ГЭС │ │ │ │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │17 │Ирганайская ГЭС │ 400 │31.03.2012│ 31.10.2011/ │ │ │ │ │ │ │ 30.11.2011 │ │ ├───┼────────────────┼─────────┼──────────┼─────────────────┤ │ │18 │ ГЭС-2 Каск. │ 184 │01.09.2012│01.07.2012 (все) │ │ │ │ Кубанских ГЭС │ │ │ │ │ └───┴────────────────┴─────────┴──────────┴─────────────────┴─────────────┘
8.7. Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России в 2011 - 2017 годах в рамках развития СМПР планируется:
- создание программно-технических комплексов СМПР в ОАО "Концерн "Росэнергоатом" (Ленинградская АЭС, Кольская АЭС, Калининская АЭС, Смоленская АЭС, Курская АЭС, Ростовская АЭС, Нововоронежская АЭС, Белоярская АЭС), в ОЭС Сибири (до 15 подстанций ОАО "ФСК ЕЭС"), Краснодарской ТЭЦ, Киришской ГРЭС, Северо-Западной ТЭЦ, ТЭС УГМК, ПС 500 кВ Бугульма, ПС 500 кВ Кубанская;
- расширение существующих комплексов СМПР на ПС 750 кВ Ленинградская, ПС 1150 кВ Алтай, Саяно-Шушенской ГЭС;
- создание в ОАО "СО ЕЭС" программно-аппаратного комплексов оценки тяжести режима и мониторинга динамических свойств энергосистем на основе СМПР;
- создание программного комплекса ОАО "СО ЕЭС" для задач оперативно-диспетчерского управления "Навигатор";
- внедрение системы мониторинга запаса устойчивости в операционных зонах всех ОДУ ОАО "СО ЕЭС";
- реализация пилотного проекта создания системы автоматического управления режимом электропередачи по критерию угла в нормальном режиме (Система автоматического управления режимом работы электропередачи с управлением по углу на транзите Рефтинская ГРЭС - ПС Тюмень - Сургутские ГРЭС).
8.8. В перспективе до 2017 года на объектах электроэнергетики в ЕЭС России должно быть дополнительно установлено более 200 регистраторов.
8.9. При выполнении работ по вводу в эксплуатацию объектов электроэнергетики необходимо взаимодействие собственников объектов электроэнергетики в части создания и модернизации систем и устройств РЗА.
8.10. При создании (модернизации) РЗА, ССПИ и технологической связи, в том числе осуществляемом при строительстве (реконструкции) объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства, включенных в настоящий документ, рекомендуется обеспечение следующих характеристик указанных систем технологического управления:
8.10.1. Общие требования к развитию устройств РЗА.
На электростанциях и подстанциях должны устанавливаться оборудование и устройства РЗА, имеющие сертификацию в соответствие с действующим законодательством Российской Федерации и допущенные к применению на объектах электроэнергетики в порядке, установленном субъектом электроэнергетики.
На объектах диспетчеризации системного оператора системы и устройства РЗА должны удовлетворять требованиям субъектов электроэнергетики, согласованным системным оператором.
Резервирование цепей напряжения устройств РЗА ЛЭП 500 кВ и выше должно обеспечиваться установкой двух трансформаторов напряжения на каждой из сторон линии.
Каждая защита, при наличии на выключателях двух электромагнитов отключения, должна действовать на отключение через оба электромагнита отключения.
РЗА должна обеспечивать выполнение своих функций при любом требующем ее работы событии и при независимом от исходного события отказе одного любого устройства РЗА. Должна исключаться возможность отказа системы РЗА по общей причине.
Вновь вводимые (модернизированные) устройства и комплексы РЗА должны предусматривать возможность задания не менее 2-х групп уставок. Перевод устройства с одной группы уставок на другие должен осуществляться как на самом устройстве, так и дистанционно.
При неисправности измерительных цепей тока и (или) напряжения устройство РЗА, в алгоритмах которого используются замеры тока и (или) напряжения, должно автоматически блокировать выполнение своих функций.
8.10.2. РЗА ЛЭП 110 кВ и выше.
В качестве основной защиты ЛЭП 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, должны предусматриваться защиты от всех видов КЗ с абсолютной селективностью.
РЗ на каждой питающей стороне ЛЭП 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, должна включать в себя основную и резервную защиту. В случае если ЛЭП является кабельной или кабельно-воздушной линией, необходимо предусматривать две основные защиты.
Если на ЛЭП 110 - 220 кВ, имеющих питание с двух или более сторон, при отсутствии основной защиты время отключения КЗ не удовлетворяет требованиям обеспечения устойчивости электроэнергетической системы или нагрузки потребителей, то должна предусматриваться установка двух основных защит.
На каждой стороне ЛЭП 330 кВ и выше должно устанавливаться не менее двух основных защит.
На каждой стороне ЛЭП три основные защиты должны устанавливаться:
- на ЛЭП 330 кВ и выше, отходящих от АЭС;
- на ЛЭП 330 кВ и выше, при КЗ на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;
- на ЛЭП 330 кВ и выше, при КЗ на которых и отказе быстродействующих защит отключение КЗ с выдержкой времени ступенчатыми защитами приводит к нарушению устойчивости.
Для каждой защиты с абсолютной селективностью должен выделяться независимый канал связи от каналов связи других аналогичных защит.
На каждой ЛЭП 110 кВ и выше должно предусматриваться ТАПВ. Для ЛЭП 330 кВ и выше ТАПВ должно обеспечивать возможность однократного опробования ЛЭП напряжением и синхронного включения под нагрузку. Для ЛЭП 110 - 220 кВ обеспечение синхронного включения предусматривается при обосновании необходимости такого включения. Устройство ТАПВ следует предусматривать отдельно на каждый выключатель.
На ЛЭП 330 кВ и выше должно предусматриваться ОАПВ, а на ЛЭП 220 кВ при обосновании необходимости. ОАПВ должно осуществляться при действии быстродействующих защит, однократно.
8.10.3. РЗА Автотрансформаторов (АТ), трансформаторов (Т) 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, а также на АТ 220 кВ мощностью 160 МВА и более.
На ошиновке 330 кВ АТ (Т) и выше должно предусматриваться две основные защиты.
Газовые реле АТ (Т) и струйные реле РПН АТ (Т) должны иметь по два контакта для каждой ступени.
8.10.4. РЗА 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.
Цепи газовых реле ШР, УШР должны иметь автоматический контроль изоляции между жилами.
Защита ШР, УШР, подключенных к ЛЭП без выключателя, должна действовать на отключение ЛЭП с двух сторон с запретом АПВ.
8.10.5. РЗА систем (секций) шин 110 кВ и выше.
Для каждой системы (секции) шин 110 - 220 кВ должна предусматриваться отдельная дифференциальная защита шин (ДЗШ). Две защиты шин должны устанавливаться при обосновании необходимости такого решения по условию сохранения устойчивости нагрузки, обеспечения надежной работы атомных станций, а также предотвращения нарушения технологии особо ответственных производств или при наличии на системе (секции) шин 110 - 220 кВ более 10 присоединений.
На каждой системе (секции) шин 330 кВ и выше должны устанавливаться по два комплекта ДЗШ.
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. Не должно выполняться опробование шин от АТ (Т).
8.10.6. 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.
При наличии ТТ с одной стороны выключателя КЗ между ТТ и выключателем должно ликвидироваться действием УРОВ.
При действии защит на отключение ЛЭП и оборудования одновременно должен осуществляться пуск УРОВ.
8.10.7. Требования к каналам передачи аналоговых сигналов и команд управления для РЗ, ПА.
В качестве каналов телемеханики для устройств и комплексов РЗ, ПА, устанавливаемых на объектах электроэнергетики, могут быть использованы проводные (кабельные и воздушные, уплотненные и неуплотненные) каналы, высокочастотные каналы по ВЛ, радио- и радиорелейные каналы связи, ВОЛС.
Каналы передачи аварийных сигналов и команд ПА должны быть дублированными или резервироваться с переключением на альтернативный маршрут. Время распространения сигналов ПА по альтернативному маршруту должно быть не более времени прохождения сигналов по основному маршруту. В одном канале передачи сигналов и команд РЗ, ПА допускается совмещение передачи сигналов и команд РЗ, ПА, технологической телефонной связи и ТМ, если это предусмотрено конструктивным исполнением аппаратуры (комбинированная аппаратура). Технологическая связь и ТМ не должна оказывать влияние на надежность и скорость передачи сигналов и команд РЗ и ПА.
Аппаратура каналов передачи сигналов и команд РЗ, ПА должна:
- обеспечивать передачу сигналов и команд с задержкой не более 30 мс на одном тракте при всех видах КЗ на ЛЭП;
- исключать возможность формирования ложных сигналов и команд при всех видах помех (в том числе при коммутациях в сети выключателями и разъединителями), при производстве работ на смежных каналах РЗ, ПА или их повреждениях;
- обеспечивать коэффициент готовности по каждому направлению передачи не ниже 0,999;
- обеспечивать автоматический контроль исправности канала, действующий на сигнал и блокировку прохождения сигналов и команд с возможностью деблокировки оперативным персоналом.
Между каждым из низовых устройств ЦСПА и ПТК верхнего уровня ЦСПА должны быть организованы два независимых (основной и резервный) цифровых канала связи, проходящих по независимым трассам. Пропускная способность указанных каналов связи должна определяться проектом и составлять не менее 256 кБит/с.
8.10.8. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами ПА и РА.
Не допускается аппаратное совмещение в одном устройстве ПА функций АПНУ с другими функциями ПА.
Не допускается аппаратное совмещение основного и резервного устройств ПА.
В случае аппаратного совмещения в одном устройстве ПА нескольких функций ПА неисправность или отказ одной из функций не должны приводить к неправильному действию или отказу других функций и устройства ПА в целом.
Реализация УВ от устройств и комплексов ПА на ОГ, ОН, ДС, изменение топологии электрической сети должна осуществляться без использования технических средств АСУ ТП объекта электроэнергетики.
Реализация УВ от устройств и комплексов ПА на КРТ, ДРТ, АЗГ, ЭТ, ФВ, изменение режимов работы управляемых элементов электрической сети осуществляется через системы управления оборудованием объектов электроэнергетики (САУМ, ГРАМ, ГРАРМ и т.д.), в том числе через АСУ ТП.
Не допускается аппаратное совмещение устройств и комплексов ПА с техническими средствами АСУ ТП объекта электроэнергетики.
Вновь вводимые (модернизированные) устройства и комплексы ПА должны предусматривать возможность информационного обмена с АСУ ТП объекта электроэнергетики. Передача информации в АСУ ТП должна осуществляться с использованием стандартных протоколов обмена информации.
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.
На ЛЭП 500 кВ и выше должны устанавливаться устройства АОПН. Отказ от установки устройств АОПН на ЛЭП 500 кВ и необходимость установки устройств АОПН на ЛЭП 330 кВ и ниже должны быть обоснованы расчетами.
На ЛЭП, входящих в сечения, по которым возможен асинхронный режим, должны устанавливаться устройства АЛАР.
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 устройствах поперечной компенсации реактивной мощности (ШР, УШР, БСК, СТК) должны устанавливаться устройства их автоматического отключения/включения от устройств АОСН и АОПН.
На энергоблоках ТЭС и АЭС номинальной мощностью 500 МВт и более должны быть предусмотрены импульсная разгрузка турбины (далее - ИРТ), длительная разгрузка турбины (далее - ДРТ), отключение генераторов (далее - ОГ), ФОБ, АЛАР. Необходимость организации ИРТ, ДРТ и установки устройств ОГ, ФОБ, АЛАР на энергоблоках меньшей мощности определяется проектными решениями.
На генераторах ГЭС (ГАЭС) должны быть предусмотрены устройства ОГ, автоматического пуска гидрогенераторов, автоматической загрузки гидрогенераторов, автоматического перевода гидрогенератора из режима синхронного компенсатора в активный режим.
На электростанциях и подстанциях при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства и комплексы ЛАПНУ. Указанные устройства и комплексы должны предусматривать возможность работы в качестве низового устройства ЦСПА.
На ТЭС 25 МВт и выше должна быть предусмотрена ЧДА, действующая на выделение генераторов ТЭС на сбалансированную нагрузку или собственные нужды ТЭС.
На подстанциях 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 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 генераторах и синхронных (асинхронизированных) компенсаторах должны быть установлены устройства автоматического регулирования возбуждения (АРВ) и форсировки (УФ) возбуждения.
Для генераторов мощностью 100 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).
8.10.9. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами СМПР.
Для регистрации электромеханических переходных процессов на электростанциях установленной мощностью 500 и более МВт, подстанциях напряжением 500 кВ и выше, а в отдельных случаях по требованию системного оператора - на подстанциях 110 - 330 кВ устанавливаются регистраторы системы мониторинга переходных режимов (СМПР) в энергосистеме.
СМПР в автоматическом режиме обеспечивает сбор и обработку в режиме реального времени векторных измерений параметров электроэнергетического режима, синхронизированных по времени с использованием глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС или GPS.
Все параметры должны иметь метки единого астрономического времени, присваиваемые с дискретностью 1 мсек.
СМПР объекта в зависимости от решаемых задач должна предусматривать передачу данных о параметрах электроэнергетического режима:
- в режиме реального времени (on-line) - данные передаются в диспетчерский центр непосредственно с измерительного преобразователя СМПР с циклом 20 мсек по протоколу IEEE C37.118, либо с циклом передачи 1 сек. по протоколу МЭК 104;
- по запросу из диспетчерского центра (off-line) - передача производится с регистратора (коммуникационного сервера) СМПР либо PDC (концентратора данных) объекта по запросу по протоколу ftp.
8.10.10. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами регистрации аварийных событий и процессов.
На электростанциях, транзитных подстанциях 110 кВ и выше должна быть обеспечена регистрация при технологических нарушениях в работе энергосистемы.
При регистрации технологических нарушений должна быть обеспечена запись аварийных событий и процессов в объеме, необходимом для проведения анализа причин возникновения, протекания и ликвидации технологического нарушения в работе ЕЭС России, оборудования и ЛЭП, функционирования систем и устройств релейной защиты и автоматики, оборудования и устройств системы оперативного постоянного тока.
Фиксация времени записи аварийных процессов и событий должна соответствовать точному времени с погрешностью не более 1 мс.
На электростанциях и подстанциях должен быть обеспечен сбор, хранение и передача данных записи аварийных процессов и событий субъектам электроэнергетики и в соответствующие диспетчерские центры.
8.10.11. Требования к вторичным цепям.
Во вторичных цепях должны быть установлены переключающие устройства (испытательные блоки, переключатели, накладки), обеспечивающие возможность вывода/ввода устройств РЗА для оперативного и технического обслуживания.
Устройство РЗА не должно ложно срабатывать при снятии и подаче питания на устройство, а также при возникновении неисправности в цепях оперативного тока.
После перерывов питания любой длительности устройство РЗА должно восстанавливать работоспособность с заданными уставками и алгоритмом функционирования за время не более 30 секунд с момента подачи питания.
8.10.12. Требования к передаче телеметрической информации с объектов электроэнергетики в диспетчерский центр (ДЦ) системного оператора:
8.10.12.1. Детализированный перечень сигналов и измеряемых величин по каждому объекту электроэнергетики, передаваемых в ДЦ, согласовывается с системным оператором.
8.10.12.2. Требования к точности измерений и параметрам передачи телеметрической информации:
- для электрических измерений должны использоваться многофункциональные измерительные преобразователи с классом точности не хуже 0.5S, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 1, а при замене измерительных трансформаторов - не хуже 0.5S; при этом должны обеспечиваться условия сохранения класса точности измерительных трансформаторов в части допустимой нагрузки вторичных цепей;
- передача телеизмерений в ДЦ должна осуществляться в абсолютных значениях измеряемых величин;
- суммарное время на измерение и передачу телеметрической информации (телеизмерений, телесигнализации) с объекта диспетчеризации в ДЦ устанавливается требованиями подсистем системы оперативно-диспетчерского управления, использующих эту информацию, и лежит в пределах 1 - 2 секунды без учета времени обработки в ДЦ;
- 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 системным оператором;
- передача телеметрической информации в ДЦ должна осуществляться без промежуточной обработки (без ретрансляции на промежуточных пунктах);
- телеметрическая информация должна содержать метку точного времени, формируемую на энергообъекте, которая должна передаваться в режимах, протоколами передачи и формулярами их согласования;
- реализация информационного обмена между энергообъектом и ДЦ должна обеспечивать режим передачи телеметрической информации по изменению, периодическую передачу всего объема телеизмерений и телесигнализации по запросу от ДЦ, а также циклическую передачу заданного состава телеизмерений, телесигнализации с настраиваемым циклом передачи информации;
- передача по изменению должна выполняться при изменении параметра на величину, превышающую зону нечувствительности.
8.10.12.3. Требования по организации технологической связи между ДЦ и электростанцией, подстанцией и (или) центром управления сетями.
а) технические требования к технологической связи:
- технологическая сеть связи организована на базе цифровых систем передачи по двум независимым взаиморезервируемым каналам;
- для автоматизированных систем управления, в том числе для передачи телеметрической информации и диспетчерских команд, используются каналы технологической связи с коэффициентом готовности не менее 0,999 с учетом резервирования;
- для систем управления, работающих в автоматическом режиме без участия человека, технологическая связь имеет коэффициент готовности и время восстановления, устанавливаемые требованиями надежности работы этих систем;
- полоса пропускания технологической связи выбирается с условием обеспечения обмена информацией с необходимыми объемами и параметрами обмена, устанавливаемыми требованиями диспетчерской и технологической телефонной связи и систем оперативно-диспетчерского управления.
б) организация диспетчерской и технологической телефонной связи:
- диспетчеру ДЦ системного оператора по каждому направлению передачи команд и ведения оперативных переговоров и оперативному персоналу субъекта электроэнергетики предоставляется полнодоступная резервируемая услуга диспетчерской телефонной связи с возможностью занятия без набора номера основного и резервного телефонного канала в технологической сети связи; предоставляемые диспетчерские телефонные каналы в технологической сети связи субъекта электроэнергетики не заходят на промежуточные АТС. Допускается организация постоянного транзитного соединения каналов и кроссконнекция телефонных каналов в цифровых потоках, а также, в отдельных случаях по согласованию с системным оператором, приоритетное транзитное соединение диспетчерских телефонных каналов не более чем на одной промежуточной АТС;
- оконечным оборудованием диспетчерской телефонной связи являются устройства, обеспечивающие связь без набора номера, при этом осуществляющие запись диспетчерских переговоров с сохранением записей в соответствии с установленным порядком;
- при организации диспетчерской телефонной связи применяются автоматические телефонные станции, сертифицированные для применения в диспетчерской телефонной связи электроэнергетики;
- телефонная связь другого назначения (производственная, технологическая) организовывается как по каналам диспетчерской телефонной связи с приоритетом диспетчера, так и по каналам взаимоувязанных технологических сетей связи, а также по сети связи общего пользования;
- в случае потери диспетчерской телефонной связи предусмотрена возможность использования диспетчером системного оператора 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.
