суббота, 14 января 2012 г.

ТОЭ постоянный ток


Случайно нашлась в архиве методичка с задачами и теорией по постоянному току вот решил поделиться.

ПОСТОЯННЫЙ ТОК
·       Сила тока:
clip_image002,
где Q - заряд, прошедший  через поперечное сечение проводника за время t.
·       Плотность тока:
clip_image004,
где S - площадь поперечного сечения проводника.
·       Связь плотности тока со средней скоростью clip_image006 направленного движения заряженных частиц:
clip_image008,
где e - заряд частицы; n - концентрация заряженных частиц.
·       Закон Ома:

а) clip_image010  (для участка цепи, не содержащего э.д.с.),

где clip_image012- разность потенциалов (напряжение) на концах участка цепи; R - сопротивление участка;
б) clip_image014  (для участка цепи, содержащего э.д.с.)
где x - э.д.с. источника тока; R - полное сопротивление участка (сумма внешних и внутренних сопротивлений);

воскресенье, 8 января 2012 г.

Диспетчерский пункт

Диспетчерские пункты разных времен и стран.

Диспетчерский пункт, центр системы диспетчерского управления, где сосредоточивается информация о состоянии производства, движении транспорта, энергоснабжении, ходе строительства и др. (см. Диспетчеризация). В состав Диспетчерский пункт входят: операторская (зал дежурств, кабинет), где находится рабочее место диспетчера; аппаратная с вспомогательным оборудованием; контрольно-ремонтная мастерская с дежурным персоналом, обслуживающим оборудование Диспетчерский пункт; вспомогательные помещения. Рабочее место диспетчера (оператора), диспетчерский пульт и диспетчерский щит размещают так, чтобы диспетчеру одинаково хорошо были видны все контрольные приборы, элементы сигнализации, экраны (табло), устройства отображения информации и промышленного телевидения.
  Размеры и оснащённость Диспетчерский пункт зависят от вида и характера контролируемых процессов и объектов управления. Например, для Диспетчерский пункт промышленного предприятия характерно преобладание графических способов отражения хода производства с помощью диаграмм, планограмм, сетевых графиков и т.д., которые находятся непосредственно над столом диспетчера; контрольно-учётная и сигнальная аппаратура размещается в надстройке стола. На Диспетчерский пункт энергосистемы основное значение имеют автоматическая сигнализация и измерения, требующие непрерывного наблюдения; это обусловливает размещение соответствующих устройств и приборов на диспетчерском щите перед диспетчерским пультом. Число одновременно занятых диспетчеров зависит от сложности системы управления и объёма поступающей информации. На современных предприятиях с развитым автоматизированным производством, с большим объёмом поступающей на Диспетчерский пункт информации, где управленческие работы ведутся с помощью ЭВМ, Диспетчерский пункт располагается в непосредственной близости от информационно-вычислительного центра предприятия, часто представляя с ним единое звено автоматизированной системы управления (АСУ).

 

суббота, 7 января 2012 г.

Основные технические требования к организации АСУ ТП подстанций 110 - 750 кВ

1. Задачи и функции АСУ ТП.

1.1. Общие положения.

Автоматизированная система управления технологическим процессом (АСУ ТП) ПС представляет собой интегрированную иерархическую систему управления на базе микропроцессорных вычислительных средств, предназначенную для автоматизации функций управления технологическими процесами ПС 110 – 750 кВ ОЭС Украины в составе:

- релейной защиты и автоматики (РЗА), в т.ч. удаленное управление;

- противоаварийного управления (ПАУ) группами уставок и конфигурации (по кодам допуска);

- оперативного управления командоаппаратами (КА) электротехнического обборудованния, в т.ч. удаленного (по кодам доступа);

- мониторинга состояния и ресурсов эксплуатации силового высоковольтного оборудования (высоковольтные вводы, выключатели, трансформаторы, реакторы …) в режиме реального времени;

- видеонаблюдение за оборудованием;

Регистрация аварийных событий и режимных параметров в режимах off/on-line;

- технологический и коммерческий учет электроэнергии;

- мониторинг текущих электрических режимов (в режиме on - line);

- мониторинг качества электроэнергии;

- обмен информацией между обьектом, МЭС, ЭС, НЭК «Укрэнерго» по стандартным международным протоколам;

- контроль и учет, технических, бухгалтерских и кадровых документов;

- видеонаблюдение за территорией.

Целью создания АСУ ТП является:

1.1.1. Повышение надежности систем управления и повышение на этой

основе надежности электроснабжения потребителей.

1.1.2. Расширение функциональных возможностей систем управления подстанциями по сравнению с существующими за счет использования возможностей микропроцессорной техники.

1.1.3. Снижение затрат на техническое обслуживание подстанций.

1.1.4. Снижение трудозатрат на изготовление аппаратуры, монтаж и эксплуатационные проверки систем управления.

1.2. АСУ ТП должны обеспечивать выполнение следующих функций:

1.2.1. Технологические:

1.2.1.1. Сбор аналоговой и дискретной информации о текучих технологических режимах и состоянии оборудования.

1.2.1.2. Контроль и регистрация отклонения аналоговых параметров за предупредительные и аварийные пределы и вывод их на экран.

1.2.1.3. Представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС, в МЭС, ЭС, НЭК «Укрэнерго» (контроль, диагностика и визуализация состояния оборудования ПС); отображение на мнемосхемах объекта (с динамическим изменением состояния) значений аналоговых технологических параметров, существенных для ведения режимов и отображение состояния оборудования с индикацией отклонений от нормы.

1.2.1.4. Дистанционное управление оборудованием ПС, в том числе коммутационной аппаратурой ПС (выключатели, разъединители, заземляющие ножи, привод РПН, технологическое оборудование: насосы, задвижки и др.), а так же резервное управление при отказах верхнего и среднего уровня АСУ ТП.

1.2.1.5. Удаленное (по кодам доступа) изменение состояния программных оперативних элементов систем РЗА, ПА, АСУ ТП: переключение групп уставок терминалов РЗА, оперативный ввод-вывод из работы, отключение-включение отдельных функций и др.

1.2.1.6. Программные блокировки управления коммутационной аппаратурой (оперативная логическая блокировка КА).

1.2.1.7. Технологическая предупредительная и аварийная сигнализации: контроль и регистрация предупредительных и аварийных сигналов, вывод их на АРМ, фильтрация и обработка.

1.2.1.8. Регистрация событий собственными средствами и посредством информационного обмена с автономными системами РЗА, ПА, РАС и др.

1.2.1.9. Определение места повреждения на ВЛ (ОМП), включая получение и представление данных от автономных систем РЗА, РАС.

1.2.1.10. Мониторинг параметров качества электроэнергии, как собственными средствами АСУ ТП, так и посредством информационного

обмена с АСКУЭ, специализированными устройствами.

1.2.1.11. Информационное взаимодействие с имеющимися на ПС автономными цифровыми системами (РЗА, ПА, РАС, АСКУЭ, и т.п.) по стандартным протоколам.

1.2.1.12. Обмен оперативной информацией с МЭС, ЭС, НЕК «Укрэнерго» 1.2.1.13. Обмен неоперативной технологической информацией с МЭС, ЭС, НЕК «Укрэнерго».

1.2.1.14. Контроль уровней напряжения на главных шинах подстанции. Интегрированный учет случаев превышения длительно допустимых уровней напряжения.

1.2.2. Общесистемные:

1.2.2.1. Организация внутрисистемных и межсистемных коммуникаций; обработка и передача информации на смежные и вышестоящие уровни.

1.2.2.2. Тестирование и самодиагностика программной, аппаратной и канальной (сетевой) части компонентов ПТК, в том числе каналов ввода-

вывода и передачи информации.

1.2.2.3. Синхронизация компонентов ПТК и интегрируемых в АСУ ТП автономных цифровых систем по сигналам системы единого времени.

1.2.2.4. Архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени.

1.2.2.5. Защита от несанкционированного доступа, информационная безопасность и разграничение прав (уровней) доступа к системе и функциям.

1.2.2.6. Документирование, формирование и печать отчетов, рапортов и протоколов в заданной форме, ведение оперативной базы данных, суточной ведомости и оперативного журнала.

1.2.2.7. Автоматизированное проектирование, программирование и конфигурирование.

1.3. Требования к отдельным функциям АСУ ТП:

1.3.1. Функция «Представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС» предусматривает контроль, диагностику и визуализацию состояния следующих видов оборудования ПС:

1.3.1.1. Выключателей, разъединителей, заземляющих ножей, включая логику оперативных блокировок.

1.3.1.2. Измерительных трансформаторов тока и напряжения.

1.3.1.3. Трансформаторного оборудования.

1.3.1.4. Элегазовой схемы КРУЭ.

1.3.1.5. Оборудования системы оперативного постоянного тока.

1.3.1.6. Оборудования системы собственных нужд переменного тока.

1.3.1.7. Программно-технических комплексов РЗА, ПА. АСУ ТП, АИИС КУЭ, оборудования связи и т. п.

1.3.1.8. Инженерных и вспомогательных систем (автоматического пожаротушения трансформаторов, противопожарного водоснабжения, дренажных систем, вентиляции, климат-контроль помещений и др.). 1.3.1.9. Комплекса систем технических средств безопасности (КСТСБ): охранного и технологического видеонаблюдения, пожарной и охранной сигнализации зданий, охранной сигнализации периметра, контроля и управления доступом, оповещения и управления эвакуацией, охранного  освещения.

1.3.2. Функция «Автоматизированное управление коммутационной аппаратурой ПС, а так же резервное управление коммутационной аппаратурой при отказах АСУ ТП»:

1.3.2.1. Предусматривает следующую иерархию управления коммутационными аппаратами:

Тип КА

Вид и место

управления

Примечание

1

Выключатели 6 кВ и

выше, разъединители и

заземляющие ножи с

электроприводами;

вводные и секционные

выключатели ЩСН-0,4

кВ; РПН; выключатели

отдельных

потребителей ЩСН,

выключатели ЩПТ (при

их наличии), насосы и

задвижки

пожаротушения,

ответственные

механизмы инженерных

систем - при наличии

возможности.

АРМ оперативного персонала на подстанции, АРМ оперативно-диспетчерского

персонала в МЭС

Основное средство

управления. С приоритетом

управления у дежурного персонала или персонала ОВБ во

время их нахождения на объекте.

2

Выключатели, разъединители и заземляющие ножи с электроприводами 35 кВ и выше

От органов управления в составе контроллера присоединения (с мнемонической схемы на сенсорной панели контролера присоединения)

Резервное средство

управления при

неисправности

верхнего или среднего

уровней АСУ ТП,

команды управления

фиксируются в

протоколе событий

контролера присоединения.

3

Выключатели 6, 10 кВ,

РПН. Вводные и

секционные

выключатели 0,4 кВ,

насосы и задвижки

пожаротушения

От кнопок (ключей) в

шкафах РЗА, РПН, ЩСН, АПТ на ПС

Резервное средство

управления при неисправности

нижнего уровня АСУ ТП.

4

Выключатели,

разъединители, заземляющие ножи с

электроприводами всех

классов напряжения,

насосы и задвижки

пожаротушения

По месту установки КА (Шкафы управления КА устанавливаются в зоне безопасного их обслуживания)

 

5*

КА не

реконструируемой

части ПС

Существующие шкафы управления, оперативный щит

управления (ЩУ) ПС

Основное средство

управления.

* На частично реконструируемых ПС при наличии АСУ ТП щит управления сохраняется для управления существующими (не заменяемыми) КА (определяется проектом). Это же относится к переходному периоду при комплексной поэтапной реконструкции.

1.3.2.2. При управлении оборудованием (местное, дистанционное) должна быть предусмотрена программная или аппаратная блокировка, исключающая одновременное управление с разных рабочих мест, реализована логика технологических блокировок (от неполнофазного режима, от «прыгания», от несинхронного включения и т.п.).

1.3.2.3. Все действия оперативного персонала по управлению электрооборудованием с АРМ или по месту должны фиксироваться в архивах АСУ ТП с указанием метки времени, способа управления.

1.3.2.4. В АСУ ТП должны также фиксироваться операции по изменению режима управления коммутационными аппаратами («местное» - «дистанционное») с определением уровня управления.

1.3.2.5. Передача команд управления от контроллеров АСУ ТП к исполнительным механизмам должна выполняться контрольным кабелем.

1.3.2.6. Допускается передача команд управления от контроллеров АСУ ТП на исполнительные механизмы через МП устройства РЗА с помощью

«сухих» контактов, подключенных к соответствующим дискретным входам указанных устройств.

1.3.3. Функция «Сбор и обработка аналоговой и дискретной информации»:

1.3.3.1. Ввод текущих пофазных значений токов и напряжений в ПТК АСУ ТП должен осуществляться от измерительных трансформаторов тока и напряжения (для оборудования напряжением 6 - 750 кВ) и напрямую (~220 В от ЩСН и =220 В от ЩПТ) - непосредственно в устройства нижнего уровня АСУ ТП: модули УСО контроллеров и/или микропроцессорные датчики электрических величин (тока, напряжения, активной и реактивной мощности, качества электроэнергии, ОМП).

1.3.3.2. При измерении неэлектрических параметров источниками аналоговых сигналов могут быть датчики технологических величин (температура, давление и т.п.) с унифицированным выходом 4-20 мА. При необходимости средствами АСУ ТП должна предусматриваться линеаризация полученных значений технологических величин. Предпочтительно должны использоваться датчики с цифровым выходом.

1.3.3.3. Общая погрешность измерений режимных электрических параметров (ток, напряжение, мощность, частота) для всего канала измерения не должна превышать 1% при точности ТТ и ТН не хуже 0,5% и потерях в кабелях от ТН/ТН до РЩ, не превышающих установленные нормы.

1.3.3.4. Погрешность, вносимая АСУ ТП в измерения токов, напряжений, активной и реактивной мощности, должна быть не более 0,5% для присоединений всех уровней при изменении входных величин (токов и напряжений) в диапазоне 10%...120% от номинальной величины.

1.3.3.5. Дискретная информация вводится в устройства нижнего уровня АСУ ТП контрольным экранированным кабелем сигналами типа «сухой» контакт. Дискретные сигналы, не относящиеся к схемам управления КА, могут быть получены по цифровым каналам от интегрируемых микропроцессорных устройств.

1.3.3.6. В ходе первичной обработки должны выполняться:

1.3.3.6.1. Устранение влияния «дребезга», возникающее при замыкании/размыкании контактов.

1.3.3.6.2. Отстройка от помех (сигналов с длительностью менее 5-7мс).

1.3.3.6.3. Присвоение меток времени любому дискретному сигналу с точностью, обеспечивающей однозначное распознавание технологических ситуаций при анализе, в частности, двух последовательных переключений коммутационного аппарата наивысшего быстродействия, точность фиксации времени событий должна быть не хуже 1 мс.

1.3.3.6.4. Дискретные сигналы о положении коммутационных аппаратов (КА) проверяются на достоверность путем введения двух сигналов от одного КА: «включен» и «отключен», получаемых с помощью нормально

замкнутого и нормально разомкнутого контакта, отнесенных к одному состоянию КА. Состояние КА при этом соответствует следующей таблице:

Положение блок-контакта

Состояние КА

Замыкающий БК- замкнут

Размыкающий БК- разомкнут

Включено

Замыкающий БК- разомкнут

Размыкающий БК-замкнут

Отключено

Замыкающий БК- разомкнут

Размыкающий БК- разомкнут

Промежуточное положение

Замыкающий БК- замкнут

Размыкающий БК- замкнут

Неопределённое -Неисправность

Примечание: Замыкающий БК - блок-контакт КА, замыкающийся только при включенном положении силовых контактов КА; Размыкающий БК - блок-контакт КА, замыкающийся только при конечном отключенном положении силовых контактов КА.

1.3.3.6.5. Для питания «сухих» контактов должно использоваться напряжение питания 220 В постоянного тока.

1.3.3.6.6. Контроллером должно отслеживаться время нахождения КА в промежуточном положении при выполнении команд отключения и включения, по истечению допустимого по заводским данным времени формируется состояние «неисправность».

1.3.4. Функция «Архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени»:

1.3.4.1. Вся конфигурационная информация АСУ ТП подстанции должна быть структурирована и храниться в базе данных. При структурировании данных предпочтительно руководствоваться нормами стандарта МЭК 61850-7. Допускается использование других форматов описания конфигурации, при условии наличия их открытой (доступной) спецификации или наличия инструментальных средств импорта/экспорта в формат SCL стандарта МЭК 61850.

1.3.4.2. Все регистрируемые АСУ ТП параметры и события подлежат архивированию для ретроспективного анализа состояния и режимов работы оборудования. К автоматически архивируемой информации относится вся информация, регистрируемая средствами АСУТП, в том числе:

1.3.4.2.1. Значения измеряемых аналоговых сигналов.

1.3.4.2.2. Любые изменения дискретных сигналов.

1.3.4.2.3. Выход параметров за аварийные и предупредительные уставки и вхождение в норму.

1.3.4.2.4. Команды управления.

1.3.4.2.5. Диагностическая информация.

1.3.4.2.6. Результаты определения места повреждения (ОМП) на ЛЭП.

1.3.4.2.7. Работа устройств технологической сигнализации.

1.3.4.2.8. Срабатывания и возврат устройств релейной защиты, автоматики, противоаварийной автоматики.

1.3.4.2.9. Переключения режимов работы оборудования и автоматических устройств с помощью оперативных элементов управления.

1.3.4.2.10. Информация от смежных подсистем.

1.3.4.2.11. Информация и команды управления с верхнего уровня управления.

1.3.4.2.12. Системные события, формируемые внутри АСУТП (в том числе информация самодиагностики по программным и техническим средствам).

1.3.4.3. Архивные данные должны обеспечивать последующее редставление оперативному, административному и другому персоналу данные для анализа и подготовки отчетной информации (ведомостей, протоколов, отчетов) об истории протекания технологических процессов, развитии аварии, работе автоматики, действиях операторов, функциях и параметрах системы управления, результатах расчета, нормативных и справочных данных.

1.3.4.4. Средства архивирования должны обеспечивать доступ к архивной информации посредством стандартных запросов, в том числе из внешних приложений.

1.3.4.5. Объем архива должен обеспечивать хранение перечисленной информации, зарегистрированной в течение 2 лет. Должна быть обеспечена возможность как событийной записи в архив, так и периодической.

1.3.4.6. Информация, записываемая в архив, должна сопровождаться сопутствующими признаками (недостоверности, выхода за заданные уставки и т.д.), а для дискретных сигналов, событий и команд иметь метку времени с разрешающей способностью 1 мс. Подсистема архивирования информации должна обеспечивать автоматический (по расписанию) и ручной перенос архивной информации на сменные носители для создания долгосрочных внешних архивов и автономного просмотра этих архивов. С этой целью система должна быть укомплектована долгосрочным носителем информации, емкость которого определяется при рабочем проектировании системы. Для периодического освобождения архива должна быть предусмотрена возможность переноса информации на долговременные электронные носители в упакованном виде (в согласованном формате). Запись на долговременный носитель должна осуществляться с помощью инструментального ПО АСУТП.

1.3.5. Функция «Обмен информацией с другими уровнями иерархии

управления»:

1.3.5.1. Для обеспечения доступа к оперативно-диспетчерской и технологической информации абонентов высших уровней иерархии управления средства АСУ ТП должны быть оснащены соответствующими программными и аппаратными интерфейсами.

1.3.5.2. В качестве основных средств связи должны использоваться цифровые каналы передачи данных (как правило, Ethernet) и транспортные протоколы TCP/IP.

1.3.5.3. Программные интерфейсы должны обеспечивать доступ к следующим видам информации:

1.3.5.3.1. Оперативно-технологической - данные измерений и состоянии главной схемы, оборудования, инженерных коммуникаций, внешний среды и др.

1.3.5.3.2. Историческим - архивам оперативно-технологических данных, учета электроэнергии, ведомостям событий, журналам изменений, результатам регистрации процессов и др.

1.3.5.4. Передача оперативно-диспетчерской информации в МЭС должна осуществляться с использованием протокола МЭК 60870-5-104; в ЭС и НЭК «Укрэнерго» - МЭК 60870-5-101/104.

1.3.5.5. Передача неоперативной технологической информации в МЭС должна осуществляться ПТК ССПТИ подстанционного уровня на базе PI

System или средствами АСУ ТП с использованием протокола МЭК 60870-6 (ICCP).

2. Основные принципы построения и структура АСУ ТП.

2.1. Построение АСУ ТП ПС должно основываться на современных информационно-технологических принципах с использованием современных программных и технических средств, выполненных на микропроцессорной элементной базе. Основным протоколом обмена информацией между устройствами, входящими в АСУ ТП и МП РЗА подстанции должен быть IEC 61850-8. Информационный обмен с прочими автономными системами допускается выполнять с использованием различных стандартных протоколов, в случае, если эти системы не поддерживают IEC 61850-8. Использование для обмена с РЗА протокола отличного от IEC 61850-8 может быть допущенным как исключительная мера при достаточном обосновании и условии согласования с НЭК «Укрэнерго».

2.2. АСУ ТП должна строиться как многоуровневая распределенная человеко-машинная система, работающая в реальном масштабе времени.

2.3. Структурная схема АСУ ТП должна отображать основне решения по выполнению всех перечисленных функций по конкретной ПС с учётом размещения технических средств АСУ ТП в зданиях и помещениях.

2.4. Типовая структурная схема АСУ ТП подстанции 110-750 кВ приведена в приложении 2 к настоящим Рекомендациям.

2.5. При проектировании АСУ ТП должна быть предусмотрена возможность аппаратного и программного расширения.

2.6. В состав АСУ ТП ПС должны входить:

2.6.1. Устройства сбора и обработки информации (контроллеры присоединений и модули УСО в их составе) - нижний уровень АСУ ТП. При этом контроллер присоединения может быть совмещён в одно устройство с микропроцессорным терминалом РЗА. В этом случае терминал РЗА должен отвечать всем требованиям, предъявляемым к контроллерам АСУ ТП.

2.6.2. Устройства передачи информации (маршрутизаторы, коммутаторы и т.п.) - средний уровень АСУ ТП.

2.6.3. Устройства концентрации, обработки и архивирования даннях (сервера, шлюзы) - верхний уровень АСУ ТП.

2.6.4. Устройства предоставления информации пользователям (АРМ, принтеры, экраны коллективного пользования и т.п.) - верхний уровень АСУ ТП.

2.6.5. Система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ).

2.6.6. Измерительные преобразователи (некомплектной поставки с основным оборудованием).

2.6.7. Устройства гарантированного электропитания ПТК.

2.6.8. Устройства синхронизации единого времени.

2.6.9. Конструктивы для размещения технических средств (шкафы с необходимыми аппаратными средствами, мебель для АРМ).

2.6.10. Сервисная аппаратура и запасные части.

2.6.11. Базовое (фирменное) и прикладное (пользовательское) программное обеспечение.

2.7. Автономные цифровые системы, с которыми АСУ ТП должна поддерживать информационный обмен:

2.7.1. Релейная защита и автоматика.

2.7.2. Противоаварийная автоматика.

2.7.3. Регистраторы аварийных сигналов и событий.

2.7.4. Системы автоматического регулирования.

2.7.5. Приборы определения места повреждения ЛЭП.

2.7.6. Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии.

2.7.7. Система измерения показателей качества электроэнергии.

2.7.8. Системы диагностики и мониторинга (трансформаторного оборудования, ЩПТ, ЩСН, контроля гололёдной нагрузки и т.п) - при их

наличии на ПС.

2.7.9. Системы управления установками (УШР, АСК, СТК, и т.п.), поставляемые комплектно с оборудованием.

2.7.10. Комплекс систем технических средств безопасности (КСТСБ): охранное и технологическое видеонаблюдение, пожарная и охранная сигнализация зданий, охранная сигнализация периметра, контроль и управление доступом, оповещение и управление эвакуацией, охранное

освещение.

2.7.11. Другие автономные микропроцессорные системы или устройства, устанавливаемые на ПС, при необходимости предоставления информации от них дежурному персоналу ПС.

2.8. Устройства верхнего уровня. Основные рекомендации по схемным решениям устройств верхнего уровня:

2.8.1. Серверы АСУ ТП должны быть резервируемые, с двумя блоками питания горячей замены каждый, подключенными к разным источникам питания. В качестве массива хранения информации приманять SCSI/SAS/SATA-накопители, объединенные в RAID-массив 5/10 уровня с

поддержкой горячей замены. Серверы должны комплектоваться дублированным Ethernet-интерфейсом, подключенным к различным коммутаторам ЛВС. В качестве серверной платформы применять ОС не хуже Windows Server 2003. После проведения приемо-сдаточных испытаний, при сдаче в эксплуатацию систем АСУ ТП подрядчиком должен бать предоставлен образ рабочей операционной системы серверов для быстрого развертывания при восстановительных работах. Для создания долгосрочных архивов, серверы должны быть оснащены внешними накопителями.

2.8.2. В составе АСУ ТП должны быть предусмотрены минимально: 2 АРМ оперативного персонала (стационарные резервированные), отдельные АРМ персонала РЗА и персонала АСУ ТП (стационарные и переносные).

2.8.3. Операторские и инженерные станции должны комплектоваться SATA-накопителями, объединенными в RAID-массив уровня не ниже 1. Станции должны комплектоваться дублированным Ethernet-интерфейсом, подключенным к различным коммутаторам ЛВС. Мониторы (дисплеи) операторских и инженерных станций, как правило, являются основними средствами отображения оперативной информации пользователям. В робочих станциях должны применяться цветные графические жидкокристаллические дисплеи высокого разрешения с диагональю не менее 21”. АРМ ОП оснащаются двумя дисплеями. Наработка на отказ дисплеев должна составлять не менее 20 тыс. ч. При необходимости на крупных ПС когут устанавливаться экраны коллективного пользования. Станции должны работать под управлением ОС не хуже Windows XP SP3 PRO.

2.9. Построение ЛВС.

2.9.1. Сетевая технология ЛВС должна быть FastEthernet (IEEE 802.3u) или GigabitEthernet ( IEEE 802.3z).

2.9.2. Наиболее предпочтительной топологией ЛВС, исходя из требований надежности, является применение схемы «кольца». На всех

уровнях управления данная схема должна быть дублированной. При построении сети должны использоваться коммутаторы Industrial Ethernet в соответствии с требованиями стандарта ISO Ethernet IEEE 802/3 с поддержкой QoS (802.1p), VLan (802.1q), RSTP (802.1w) с поддержкой передачи GOOSE - сообщений.

2.9.3. Устойчивость к электромагнитным излучениям должна быть не хуже IEC 61850-3.

2.9.4. Основной средой передачи информации на верхнем и бреднем уровне управления должно быть одномодовое или многомодовое оптическое волокно.

2.9.5. Переход с основной на резервную сеть должен происходить безударно и автоматически.

2.10. Устройства нижнего уровня (присоединения).

2.10.1. Контроллеры нижнего уровня осуществляют:

2.10.1.1. Сбор и обработку аналоговой и дискретной информации по присоединению от блок-контактов первичного оборудования, контактов реле, датчиков, преобразователей.

2.10.1.2. Формирование команд управления КА, РПН и другими аппаратами.

2.10.1.3. Программную оперативную блокировку управления КА присоединения.

2.10.1.4. Обмен информацией с другими контролерами присоединений, с терминалами РЗ и ПА, с устройствами АСУ ТП среднего уровня с использованием протокола IEC 61850-8.

2.10.1.5. Резервное управление КА при неисправности средств верхнего или среднего уровня.

2.10.2. Не допускается подключение сигналов от более чем двух присоединений 110 кВ и выше в один контроллер.

2.10.3. Ответственные сигналы: отключение (включение) от РЗА, ПА, пуск УРОВ, запрет АПВ, сигналы ПА должны подключаться контрольным (медным) кабелем.

2.10.4. Контроллеры уровня присоединения должны кметь дублированные модули цифрового обмена Industrial Ethernet в соответствии с требованиями стандарта ISO Ethernet IEEE 802/3. Контроллеры должны быть оснащены графической панелью управления, обеспечивающей локальную визуализацию состояния работы оборудования присоединения, управление коммутационными аппаратами, ввод/вывод и визуализацию работы блокировки, просмотр событий. При потере связи с верхним уровнем управления, контроллеры должны переходить в автономный режим с регистрацией событий во внутреннем буфере достаточной емкости. Контроллеры должны поддерживать режимы горячей замены комплектуючих (кроме модуля центрального процессора) и резервирования основных модулей (процессора, блока питания, коммуникационного). Устойчивость к электромагнитным излучениям должна быть не хуже IEC 61850-3.

2.11. Устройства электропитания АСУ ТП:

2.11.1. Электропитание всех устройств АСУ ТП должно производиться от гарантированного источника питания подстанции.

2.11.2. Модули электропитания устройств нижнего уровня должны быть резервированы и подключены к двум независимым сетям электропитания. Наиболее предпочтительным является подключение одного ввода (основного__________) к сети переменного, другого (резервного) к сети постоянного тока подстанции.

2.11.3. Питание всех устройств АСУ ТП верхнего и среднего уровня должно быть организовано от единой системы гарантированного питания (ЕСГП). Структурная схема ЕСГП устройств верхнего уровня АСУ ТП приведена в Приложении 1 к настоящим Рекомендациям.

2.11.4. Первичными источниками электропитания для ЕСГП являются две независимые сети одна из которых сеть трехфазного переменного тока 380/220 В, другая - сеть постоянного тока напряженим 220 В.

2.11.5. Для построения ЕСГП должны быть использованы инверторы постоянного тока напряжением 220 В со статическим байпасом, подключенным к подстанционной сети трехфазного переменного тока 380/220В. Для повышения надежности и ремонтопригодности электроснабжения устройств АСУ ТП, при построении ЕСГП должны применяться модули АВР, ручного байпаса.

2.11.6. Устройства гарантированного питания должны бать модульного принципа построения с резервированием N+1, возможностью горячей замены модулей и параллельным режимом работы.

2.11.7. Для повышения надежности системы гарантированного питания допускается использование централизованных источников гарантированного питания переменного тока 380/220 В.

2.11.8. В качестве источников бесперебойного питания предпочтительно применять промышленные устройства on-line типа с двойным преобразованием и статическим байпасом. Аккумуляторные батареи должны быть необслуживаемыми, категории не хуже High Performance по классификации EUROBAT и сроком службы не менее 10 лет.

2.11.9. Коммутационные устройства, применяемые в ЕСГП, должны быть быстродействующими, со временем коммутации не более 20 мс.

2.12. Подсистема единого времени.

2.12.1. В состав АСУ ТП должна входить подсистема единого времени, предназначенная для синхронизации системного времени всех устройств комплекса АСУ ТП и оборудования интегрируемых автономних цифровых систем (РЗА, ПА и т.п.) ПС.

2.12.2. Подсистема единого времени должна включать в себя программные и технические средства, обеспечивающие прием сигналов

точного времени от внешнего источника GPS/Glonass.

2.12.3. Подсистема единого времени должна поддерживать протокол NTP(SNTP).

2.12.4. Для обеспечения минимальной погрешности прив’язки системного времени различных устройств при большой загрузке ЛВС АСУ ТП рекомендуется организовывать выделенную сеть синхронизации системного времени с установкой специализированных коммутаторов, оснащеннях портами IRIG B.

2.12.5. Допускается синхронизация по протоколу передачи даннях с подстройкой часов по выделенной шине или пакетная синхронизация времени с использованием сети Ethernet и методов математической компенсации времени передачи пакетов (стандарт IEEE 1588 Precision Time Protocol (PTP)).

2.12.6. Не допускается синхронизация только по протоколу передачи данных, отличному от IEC 61850-8, без организации выделенной шины.

3. Структура АСУ ТП для ПС расширяемых или частичной

(некомплексной) реконструкции.

3.1. Степень автоматизации, состав оборудования и функциональность АСУ ТП расширяемых и частичной реконструкции ПС определяется объемами реконструкции (расширения) конкретного объекта.

3.2. АСУ ТП в полном объеме с приведенной в данных Рекомендациях структурой реализуется для объектов следующих объемов реконструкции:

3.2.1. Комплексная реконструкция с заменой всего оборудования.

3.2.2. Комплексная реконструкция с заменой всего оборудования кроме маслонаполненного силового оборудования.

3.3. На ПС с частичной реконструкцией основного оборудования в нижеприведённых объёмах выполняется АСУ ТП с полным набором функций для вновь устанавливаемого оборудования и информационными функциями для «старого» оборудования:

3.3.1. Установка новых или замена более 50% КА одного из РУ класса 110 кВ и выше.

3.3.2. Установка нового или замена более 30% основного (КА, силовое оборудование), вспомогательного (ЩПТ, ЩСН, пожаротушение и т.п.) и устройств РЗА в сумме.

3.3.3. При определении функциональности АСУ ТП следует так же учитывать состоявшуюся или планируемую замену или установку нового по различным титулам реконструкции ПС, т.е. суммарный объём внедрения нового и замены старого оборудования. При этом создание (проектирование) АСУ ТП предусматривается в одном из титулов, а в остальных – её расширение в соответствующем реконструкции объёме.

3.3.4. Верхний уровень АСУ ТП проектируется в полном объёме с учётом возможности расширения, средний и нижний уровни - в объёме титула.

3.3.5. Управление новыми КА выполняется из АСУ ТП, старыми - сохраняется с существующего щита управления.

3.3.6. Для новых КА выполняются программные блокировки.

3.3.7. Все, имеющиеся на ПС или вновь устанавливаемые цифрове системы и устройства подлежат интеграции в АСУ ТП.

3.3.8. Существующая телемеханика интегрируется в АСУ ТП, если соответствует требованиям Положения об информационном обмене с ДЦ и поддерживает стандартные протоколы обмена или демонтируется.

Информационный обмен с ДЦ производится средствами АСУ ТП.

3.4. При менее масштабной реконструкции (установка нового или замена более 10%, но менее 30% оборудования ПС суммарно) создаётся АСУ ТП в объёме информационных функций.

3.4.1. Управление новыми и старыми КА производится с существующего щита управления, расширяемого при необходимости.

3.4.2. Программные блокировки для новых КА выполняются в пределах одного присоединения, существующие электромагнитные блокировки реконструируются с учётом новых КА.

3.4.3. Все, имеющиеся на ПС или вновь устанавливаемые цифрове системы и устройства подлежат интеграции в АСУ ТП.

3.4.4. Существующая телемеханика интегрируется в АСУ ТП, если поддерживает стандартные протоколы обмена или демонтируется.

Информационный __________обмен с ДЦ производится средствами АСУ ТП.

3.4.5. Объём сигналов от «старого» оборудования должен быть не менее объёма телеинформации, подлежащего передаче в диспетчерские центры МЭС, ЭС, НЭК «Укрэнерго». При этом предусматривается замена не соответствующих требованиям аналоговых измерительных преобразователей тока и напряжения на цифровые.

3.5. При установке нового или замене менее 10% оборудования ПС суммарно расширяется существующая телемеханика (ССПИ) при возможности или создаётся новая система сбора и передачи информации, не предусматривающая управление КА, информационный обмен с цифровими системами. Для новых КА выполняются электромагнитные блокировки и расширяется щит управления.

3.6. При реконструкции, не связанной с заменой первинного оборудования присоединений, производится только модернизация (расширение) существующих ТМ и ССПИ. Создание (проектирование) полнофункциональной АСУ ТП в этом случае допускается только при ранее проведенной реконструкции (но не более 5 лет) с заменой первичного оборудования в соответствии с пп. 3.2, 3.3 настоящих Рекомендаций.

3.7. Вновь создаваемые ТМ и ССПИ должны быть построены как часть

(отдельные фрагменты) в составе перспективного проекта полнофункциональной АСУ ТП в соответствии с настояними Рекомендациями. При увеличении объемов реконструкции первинного оборудования элементы этих ТМ и ССПИ должны полноценно интегрироваться в АСУ ТП.

Список принятых сокращений:

АБ Аккумуляторная батарея

АБП Агрегат бесперебойного питания

АИИСК УЭ Автоматизированная информационно-измерительная

система коммерческого учета электроэнергии

АВР Автоматическое включение резерва

АР Автоматическое регулирование

АРМ Автоматизированное рабочее место

АПВ Автоматическое повторное включение

АПТ Автоматическое пожаротушение

АСТУ Автоматизированная система технологического управления

АСУ ТП Автоматизированная система управления технологическим процессом

ДЦ Диспетчерский центр

ЕСГП Единая система гарантированного питания

КА Коммутационный аппарат

ККЭ Контроль качества электроэнергии

КРУЭ Комплектное распределительное устройство элегазовое

КСТСБ Комплекс систем технических средств безопасности

КТС Комплекс технических средств

ЛВС Локальная вычислительная сеть

МП Микропроцессор

МПК Микропроцессорный комплекс

ОМП Определение места повреждения

ОС Операционная система

ПА Противоаварийная автоматика

ПО Программное обеспечение

ПС Подстанция

ПТК Программно-технический комплекс

РАС Регистратор аварийных событий

РЗА Релейная защита и автоматика

РПН Регулирование под нагрузкой

ССПИ Система сбора и передачи информации

ССПТИ Система сбора и передачи технологической информации

ТМ Телемеханика

ТН Трансформатор напряжения

ТТ Трансформатор тока

УРОВ Устройство резервирования отказа выключателя

УСО Устройство связи с объектом

ЩСН Щит собственных нужд

ЩПТ Щит постоянного тока

clip_image002

clip_image004