Изменения в Правилах технологического функционирования электроэнергетических систем

Постановление № 1031 от 09.07.2025 г. внесло корректировки в ПТФЭС (Правила технологического функционирования электроэнергетических систем). Изменения направлены на оптимизацию работы станций и сетей, усиление их стабильности, повышение использования мощностей. Поправки начали действовать 01.01.2026 г.

Основные нововведения

• Уточнены критерии «нормативных возмущений», то есть аварийных событий, которые учитываются при расчетах;
• Использование цифровых двойников и проверка моделей на основе данных WAMS и SCADA стали обязательны;
• Максимальные перетоки определяются для всех сечений, в том числе распределительных сетей 6–35 кВ;
• Коэффициенты запаса дифференцированы для разных классов напряжения. Обновлены требования к устойчивости в случае короткого замыкания;
• Разработаны сценарии отказа систем управления, в том числе при каскадных авариях, вызванных кибератаками;
• При вычислении аварийно допустимых перетоков принимается во внимание скорость реагирования релейной защиты, запасы генерации в смежных зонах, возможности противоаварийной автоматики;
• Введена корректировка в автоматическом режиме АДП/МДП. Процедура осуществляется в реальном времени. За основу берутся данные WAMS;
• Появился термин «цифровой двойник энергосистемы» — модель, с помощью которой возможно прогнозировать режимы;
• «Контролируемое сечение» теперь включает участки распределительных сетей с критическими перетоками (ранее — только магистральные линии передач).

Другие изменения в ПТФЭС

На объектах свыше 110 кВ стал обязательным мониторинг запасов устойчивости (СМЗУ). Обновление информации должно производиться не реже одного раза в течение пяти секунд. Прогноз дается на 15-30 минут вперед. Необходима интеграция с РЗА и ПА. Если запасы опускаются ниже минимальных значений, осуществляется автоматизированное формирование управляющих воздействий.

Системы сбора и передачи данных (ССПИ) должны поддерживать протоколы МЭК 61850. Погрешность УСВИ (устройств векторных синхронизированных измерений) не может превышать 0,1%. Исторические сведения хранятся минимум три года.

Для объектов больше 5 МВт требуется оценка влияния на устойчивость. Допустимая мощность присоединения должна определяться с учетом возможностей ПА. В процессе разработки техусловий используются цифровые модели.

Методики и требования

Введены следующие способы расчетов:

• Единые алгоритмы вычисления статистической устойчивости. Принимаются во внимание нелинейные характеристики нагрузки;
• Валидация моделей, основанная на полученных во время проведения испытаний данных;
• Оценка динамической устойчивости при возмущениях на высоких частотах.

Техтребования для объектов более 110 кВ: поддержка МЭК 61850‑9‑2 LE, интеграция с СМЗУ и УСВИ, которые синхронизированы с ГЛОНАСС/GPS.

Минимальный порог коэффициентов запаса: напряжение (для 110–220 кВ) — K_U ​≥ 1,15, перетоки мощностей — K_P​ ≥ 1,20, динамическая устойчивость — K_D​ ≥ 1,10.

Этапы реализации

• Первый квартал 2026 года — создание рабочих групп, аудит процессов, актуализация регламентов;
• Второй квартал — обучение сотрудников, закупка оборудования, разработка пилотных проектов;
• Третий — проверка цифровых двойников, отработка сценариев возмущений, пробный запуск СМЗУ на пяти объектах;
• Четвертый — внедрение адаптивного управления, интеграция с диспетчерскими центрами, полномасштабный мониторинг.

Надзор и ответственность

Минэнерго контролирует процесс модернизации и в случае обнаружения недостатков вносит изменения в методики. Ростехнадзор проводит аудит цифровых моделей, проверяет соответствие ПТФЭС, анализирует инциденты с нарушением устойчивости.

В случае несоблюдения Правил юридические лица заплатят от 100 до 500 тысяч рублей. Грубые нарушения повлекут приостановку работы объекта. Если в результате взлома систем произошла авария, убытки будут взысканы с виновного.

Причины нововведений

• Экономические вызовы: потребность оптимизировать вложения в строительство сетей, сократить «запертую» мощность, уменьшить стоимость присоединения;
• Технологические факторы: распространение СНЭ, интеграция с возобновляемыми источниками энергии, внедрение Smart Grid («умных» систем управления).

Кроме того, необходимо следовать Энергетической стратегии, утвержденной до 2035 года, и соответствовать международным нормам (IEEE, IEC).

Преимущества и сложности модернизации

Ожидается, что благодаря новым стандартам риск аварий снизится на 30%, восстановление после возмущений будет требовать меньше времени. Оптимизация инвестиций позволит экономить до 25 млрд рублей в год. «Запертая» мощность уменьшится на 15%. Управление энергосистемой станет более гибким, внедрение цифровых решений ускорится.

При этом переход на УСВИ и СМЗУ требует значительных вложений. Не исключены риски кибербезопасности. Проблемой является нехватка специалистов и сопротивление со стороны региональных компаний. Вероятны коллизии с отраслевыми нормами и увеличение сроков согласования методик.

Прогнозы развития

Краткосрочные (2026–2027 гг.): внедрение стандартов киберзащиты СМЗУ, методических рекомендаций относительно проверки цифровых двойников, правил интеграции систем накопления энергии в распределительные сети.

Долгосрочные (2028–2030 гг.): разработка требований к «самовосстанавливающимся сетям» и водородным энергосистемам, запуск механизмов рынка услуг для средств мониторинга.

С 1 января текущего года вступили в действие поправки к ПТФЭС. Корректировки призваны повысить надежность станций, интегрировать новые технологии, снизить издержки. Нововведения являются значимым шагом к модернизации правовой базы.

Получить доступ к Техэксперт: Электроэнергетика Премиум