ГОСТ Р 70451-2022 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Подстанции электрические. Автоматизированные системы управления технологическими процессами. Условия создания. Нормы и требования.
ГОСТ Р 70451-2022
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы
ПОДСТАНЦИИ ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ. АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ
Условия создания. Нормы и требования
United power system and isolated power systems. Electrical substations. Automated process control systems. Conditions for creating. Norms and requirements
ОКС 29.240
Дата введения 2023-02-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Акционерным обществом "Научно-технический центр Федеральной сетевой компании Единой энергетической системы" (АО "НТЦ ФСК ЕЭС")
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 016 "Электроэнергетика"
3 УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 29 декабря 2022 г. N 1689-ст
4 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Правила применения настоящего стандарта установлены в статье 26 Федерального закона от 29 июня 2015 г. N 162-ФЗ "О стандартизации в Российской Федерации". Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе "Национальные стандарты", а официальный текст изменений и поправок - в ежемесячном информационном указателе "Национальные стандарты". В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты". Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.rst.gov.ru)
Введение
Автоматизированные системы управления технологическими процессами электрических подстанций обеспечивают с минимальным участием человека решение задач управления технологическими процессами объектов электросетевого хозяйства (линии электропередачи, трансформаторные и иные подстанции, распределительные пункты и иное предназначенное для обеспечения электрических связей и осуществления передачи электрической энергии оборудование). Автоматизированными системами управления могут быть оснащены подстанции любого класса напряжения.
Настоящий стандарт разработан в целях обеспечения промышленной безопасности, электробезопасности, надежности и эффективности работы технологических объектов управления электрических подстанций.
При разработке настоящего стандарта была обеспечена преемственность существующей нормативной базы в части актуальных технических и функциональных требований к автоматизированным системам управления технологическими процессами и к их элементам.
1 Область применения
1.1 Настоящий стандарт устанавливает нормы и требования к функциям, структуре программно-технических комплексов, к видам обеспечения и свойствам автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУТП) подстанций с высшим классом напряжения от 6 до 750 кВ.
1.2 Настоящий стандарт предназначен для применения при строительстве, комплексной или частичной реконструкции подстанций с заменой основного оборудования, а также при создании (модернизации) АСУТП на подстанциях без замены существующего оборудования.
1.3 Настоящий стандарт распространяется на субъекты электроэнергетики, владеющие на праве собственности или ином законном основании электрическими подстанциями с высшим классом напряжения от 6 до 750 кВ, на проектные организации, разработчиков и поставщиков программно-технических средств АСУТП, монтажные и наладочные организации, научно-исследовательские институты, другие субъекты хозяйственной деятельности на территории Российской Федерации, которые участвуют в процессе создания (модернизации) АСУТП подстанций.
1.4 Настоящий стандарт не распространяется на распределительные устройства объектов по производству электрической энергии, в том числе объектов микрогенерации.
2 Нормативные ссылки
В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:
ГОСТ 12.1.004 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования
ГОСТ 12.1.019 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты
ГОСТ 12.1.030 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление
ГОСТ 12.2.003 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности
ГОСТ 12.2.007.0 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности
ГОСТ 26.011 Средства измерений и автоматизации. Сигналы тока и напряжения электрические непрерывные входные и выходные
ГОСТ 18311 Изделия электротехнические. Термины и определения основных понятий
ГОСТ 24291 Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения
ГОСТ 29099 Сети вычислительные локальные. Термины и определения
ГОСТ 30804.4.2 (IEC 61000-4-2:2008) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростатическим разрядам. Требования и методы испытаний
ГОСТ 30804.4.3 (IEC 61000-4-3:2006) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к радиочастотному электромагнитному полю. Требования и методы испытаний
ГОСТ 30804.4.4 (IEC 61000-4-4:2004) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к наносекундным импульсным помехам. Требования и методы испытаний
ГОСТ 30804.4.11 (IEC 61000-4-11:2004) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к провалам, кратковременным прерываниям и изменениям напряжения электропитания. Требования и методы испытаний
ГОСТ 31565 Кабельные изделия. Требования пожарной безопасности
ГОСТ IEC 60255-5 Реле электрические. Часть 5. Координация изоляции измерительных реле и защитных устройств. Требования и испытания
ГОСТ IEC 61000-4-29 Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 4-29. Методы испытаний и измерений. Испытания на устойчивость к провалам напряжения, кратковременным прерываниям и изменениям напряжения на входном порте электропитания постоянного тока
ГОСТ Р 50571.4.41 (МЭК 60364-4-41:2017) Электроустановки низковольтные. Часть 4-41. Защита для обеспечения безопасности. Защита от поражения электрическим током
ГОСТ Р 50648 (МЭК 1000-4-8-93) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к магнитному полю промышленной частоты. Технические требования и методы испытаний
ГОСТ Р 50649 (МЭК 1000-4-9-93) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к импульсному магнитному полю. Технические требования и методы испытаний
ГОСТ Р 50932 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость оборудования проводной связи к электромагнитным помехам. Требования и методы испытаний
ГОСТ Р 51317.4.5 (МЭК 61000-4-5-95) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии. Требования и методы испытаний
ГОСТ Р 51317.4.6 (МЭК 61000-4-6-96) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к кондуктивным помехам, наведенным радиочастотными электромагнитными полями. Требования и методы испытаний
ГОСТ Р 51317.4.14 (МЭК 61000-4-14-99) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к колебаниям напряжения электропитания. Требования и методы испытаний
ГОСТ Р 51317.4.15 (МЭК 61000-4-15:2010) Совместимость технических средств электромагнитная. Фликерметр. Функциональные и конструктивные требования
ГОСТ Р 51317.4.16 (МЭК 61000-4-16-98) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к кондуктивным помехам в полосе частот от 0 до 150 кГц. Требования и методы испытаний
ГОСТ Р 51317.4.17 (МЭК 61000-4-17-99) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к пульсациям напряжения электропитания постоянного тока. Требования и методы испытаний
ГОСТ Р 51317.4.28 (МЭК 61000-4-28-99) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к изменениям частоты питающего напряжения. Требования и методы испытаний
ГОСТ Р 51317.6.5 (МЭК 61000-6-5:2001) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых на электростанциях и подстанциях. Требования и методы испытаний
ГОСТ Р 52931 Приборы контроля и регулирования технологических процессов. Общие технические условия
ГОСТ Р 53246 Информационные технологии. Системы кабельные структурированные. Проектирование основных узлов системы. Общие требования
ГОСТ Р 54325 (IEC/TS 61850-2:2003) Сети и системы связи на подстанциях. Часть 2. Термины и определения
ГОСТ Р 54835/IEC/TR 61850-1:2003 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 1. Введение и обзор
ГОСТ Р 56205/IEC/TS 62443-1-1:2009 Сети коммуникационные промышленные. Защищенность (кибербезопасность) сети и системы. Часть 1-1. Терминология, концептуальные положения и модели
ГОСТ Р 56303 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Нормальные схемы электрических соединений объектов электроэнергетики. Общие требования к графическому исполнению
ГОСТ Р 58601 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Релейная защита и автоматика. Автономные регистраторы аварийных событий. Нормы и требования
ГОСТ Р 59364 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Система мониторинга переходных режимов. Нормы и требования
ГОСТ Р 59365 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Система мониторинга переходных режимов. Устройства синхронизированных векторных измерений. Нормы и требования
ГОСТ Р 59366 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Система мониторинга переходных режимов. Концентраторы синхронизированных векторных данных. Нормы и требования
ГОСТ Р 59550 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Релейная защита и автоматика. Сбор, хранение и передача в диспетчерские центры в автоматическом режиме файлов с данными регистрации аварийных событий. Нормы и требования
ГОСТ Р 59853 Информационные технологии. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения
ГОСТ Р 70450 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-технологическое управление. Автоматизированные системы технологического управления центров управления сетями сетевых организаций. Условия создания. Нормы и требования
ГОСТ Р МЭК 60870-5-101 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 101. Обобщающий стандарт по основным функциям телемеханики
ГОСТ Р МЭК 60870-5-103 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 103. Обобщающий стандарт по информационному интерфейсу для аппаратуры релейной защиты
ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 104. Доступ к сети для ГОСТ Р МЭК 870-5-101 с использованием стандартных транспортных профилей
ГОСТ Р МЭК 61131-3 Контроллеры программируемые. Часть 3. Языки программирования
ГОСТ Р МЭК 61850-5 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 5. Требования к связи для функций и моделей устройств
ГОСТ Р МЭК 61850-6 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 6. Язык описания конфигурации для связи между интеллектуальными электронными устройствами на электрических подстанциях
ГОСТ Р МЭК 61850-7-1 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 7. Базовая структура связи для подстанций и линейного оборудования. Раздел 1. Принципы и модели
ГОСТ Р МЭК 61850-7-2 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 7. Базовая структура связи для подстанций и линейного оборудования. Раздел 2. Абстрактный интерфейс услуг связи (ACSI)
ГОСТ Р МЭК 61850-7-3 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 7. Базовая структура связи для подстанций и линейного оборудования. Раздел 3. Классы общих данных
ГОСТ Р МЭК 61850-7-4 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 7. Базовая структура связи для подстанций и линейного оборудования. Раздел 4. Совместимые классы логических узлов и классы данных
Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя "Национальные стандарты" за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.
3 Термины и определения
В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 18311, ГОСТ 24291, ГОСТ 29099, ГОСТ Р 54325, ГОСТ Р 56205, ГОСТ Р 59853 и рекомендациям [1], а также следующие термины с соответствующими определениями:
3.1
|
автоматизированная система управления технологическими процессами: Совокупность взаимосвязанных технических и программных средств, включающая подсистемы сбора и передачи информации о параметрах работы оборудования и устройств объекта электроэнергетики, диагностики и мониторинга технологического оборудования и устройств, инженерных систем, управления оборудованием и устройствами с целью реализации задач управления технологическими процессами объекта электроэнергетики.
|
[ГОСТ Р 57114-2016, статья 3.8] |
3.2 основное оборудование: Оборудование, предназначенное для выполнения основных технологических процессов и непосредственно задействованное для выполнения основной производственной функции объекта электроэнергетики.
3.3 вспомогательное оборудование: Оборудование, предназначенное для обеспечения работоспособности основного оборудования.
3.4 вторичная система: Совокупность устройств измерения, сигнализации, релейной защиты и автоматики, мониторинга и управления, связанных между собой цифровыми каналами локальной вычислительной сети и/или вторичными цепями.
3.5
|
дистанционное управление (электросетевым оборудованием и устройствами релейной защиты и автоматики): Управление коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями, технологическим режимом работы электросетевого оборудования и устройствами релейной защиты и автоматики путем передачи сигнала из диспетчерских центров, центров управления сетями, центров управления ветровыми (солнечными) электростанциями и с автоматизированного рабочего места оперативного персонала объекта электроэнергетики, на котором установлено оборудование и устройства релейной защиты и автоматики.
|
[ГОСТ Р 59948-2021, статья 3.1.2] |
3.6 контроллер присоединений: Устройство, выполняющее функциональную логику управления и блокировок, включая оперативную блокировку разъединителей, оборудованием одного, нескольких присоединений либо присоединений всего распределительного устройства.
3.7 преобразователь аналоговых сигналов; ПАС: Преобразователь, устанавливаемый в непосредственной близости от оборудования, осуществляющий сбор аналоговых сигналов от вторичных цепей и обмен цифровой информацией по сетевым интерфейсам.
Примечание - При обмене информацией применяют протокол SV* по [2].
3.8 преобразователь дискретных сигналов; ПДС: Преобразователь, устанавливаемый в непосредственной близости от оборудования, осуществляющий сбор дискретных сигналов от вторичных цепей, передачу команд в цепи управления и обмен цифровой информацией по сетевым интерфейсам.
Примечание - При обмене информацией применяют протокол MMS, GOOSE по [3].
3.9 преобразователь аналоговых и дискретных сигналов; ПАДС: Преобразователь, устанавливаемый в непосредственной близости от оборудования, осуществляющий сбор аналоговых и дискретных сигналов от вторичных цепей, передачу команд в цепи управления и обмен цифровой информацией по сетевым интерфейсам.
Примечание - При обмене информацией применяют протоколы MMS, GOOSE по [3], SV по [2].
3.10 шина процесса: Шина локальной вычислительной сети подстанции, предназначенная для организации связи оборудования уровня процесса и уровня присоединения.
3.11 шина станции: Шина локальной вычислительной сети подстанции, предназначенная для организации связи оборудования уровня станции и уровня присоединения.
3.12 оперативная технологическая информация: Информация, необходимая для выполнения задач оперативно-технологического управления, оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
Примечание - К оперативной относят информацию о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии основного и вспомогательного оборудования, вторичных систем, представляемую в режиме реального времени.
3.13 неоперативная технологическая информация: Информация, необходимая для выполнения различных задач управления технологическими процессами подстанции, не связанных непосредственно с оперативно-технологическим управлением, оперативно-диспетчерским управлением в электроэнергетике.
Примечание - К неоперативной относят ретроспективную информацию о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии основного и вспомогательного оборудования, вторичных систем, а также данные регистратора аварийных событий и пр.
4 Сокращения
4.1 В настоящем стандарте применены следующие сокращения:
АБ - аккумуляторная батарея;
АВР - автоматическое включение резерва;
АРМ - автоматизированное рабочее место;
АРНТ - автоматика регулирования напряжения трансформатора;
АС - аварийные сигналы;
АСМД - автоматизированная система мониторинга и диагностики;
АСУТП - автоматизированная система управления технологическими процессами;
АУВПТ - автоматическая установка водяного пожаротушения;
ГЛОНАСС - глобальная навигационная спутниковая система;
ГРОЕИ - государственное регулирование обеспечения единства измерений;
ДЦ - диспетчерский центр;
ЗУ - зарядное устройство;
ИП - измерительный преобразователь;
ИЭУ - интеллектуальное электронное устройство;
КИИ - критическая информационная инфраструктура;
КРУ - комплектное распределительное устройство;
ЛЭП - линия электропередачи;
ОБР - оперативная блокировка разъединителей;
ОМП - определение места повреждения;
ОС - сигналы оперативного состояния;
ПА - противоаварийная автоматика;
ПБВ - переключение без возбуждения;
ПКЭ - показатель качества электроэнергии;
ПС - предупредительные сигналы;
РАС - регистратор аварийных событий;
РЗ - релейная защита;
РЗА - релейная защита и автоматика;
РПН - устройство регулирования напряжения под нагрузкой (авто-) трансформатора;
РУ - распределительное устройство;
СА - сетевая автоматика;
САУ - система автоматического управления;
СВИ - синхронизированные векторные измерения;
СИ - средство измерений;
СКРМ - средство компенсации реактивной мощности;
СМПР - система мониторинга переходных режимов;
СН - собственные нужды;
СУБД - система управления базами данных;
ТН - трансформатор напряжения;
ТТ - трансформатор тока;
УГО - условное графическое обозначение;
УСО - устройство связи с объектом;
ФИФ - Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений;
ЦУС - центр управления сетями;
ЩПТ - щит постоянного тока;
ЩСН - щит собственных нужд;
CPU - центральный процессор (Central Processing Unit);
FTP - протокол передачи файлов (File Transfer Protocol);
GOOSE - широковещательное объектно-ориентированное сообщение о событии на подстанции (Generic Object-Oriented Substation Event);
GPS - глобальная система позиционирования (Global Positioning System);
HDD - накопитель на жестких магнитных дисках (Hard Disk Drive);
HSR - протокол бесшовного резервирования (High-availability Seamless Redundancy);
ICCP/ - протокол связи между центрами управления (Inter Control Center Communications TASE.2 Protocol);
MMS - спецификация производственных сообщений (Manufacturing Message Specification);
MRP - протокол резервирования среды передачи (Media Redundancy Protocol);
NTP/SNTP - сетевой протокол синхронизации/простой сетевой протокол синхронизации (Network Time Protocol/Simple Network Time Protocol);
QoS - качество обслуживания (Quality of Service);
PRP - протокол параллельного резервирования (Parallel Redundancy Protocol);
PTP - протокол точного времени (Precision Time Protocol);
RSTP - быстрый протокол покрывающего дерева (Rapid Spanning Tree Protocol);
SCADA - диспетчерское управление и сбор данных (Supervisory Control And Data Acquisition);
SCL - язык описания конфигурации подстанции (System Configuration Language);
SNMP - простой протокол сетевого управления (Simple Network Management Protocol);
SSD - твердотельный накопитель (Solid-State Drive);
SV - выборочное значение (Sampled Values);
TCP/IP - протокол управления передачей/интернет-протокол (Transmission Control Protocol/Internet Protocol);
VLAN - виртуальная локальная вычислительная сеть (Virtual Local Area Network).
5 Основные положения
5.1 АСУТП предназначена для автоматизации выполнения задач управления технологическими процессами подстанции, включая:
- наблюдение за технологическим режимом работы и эксплуатационным состоянием основного и вспомогательного оборудования, вторичных систем в режиме реального времени;
- управление основным и вспомогательным оборудованием, функциями вторичных систем;
- предотвращение и ликвидацию технологических нарушений;
- анализ ретроспективных данных о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии основного и вспомогательного оборудования, вторичных систем и пр.
5.2 Технологическим объектом управления АСУТП являются основное и вспомогательное оборудование подстанции и реализуемые в нем технологические процессы, а также вторичные системы подстанции, интегрированные в АСУТП на информационном уровне.
5.3 Целями создания АСУТП являются:
- повышение наблюдаемости технологических процессов приема, преобразования и распределения электроэнергии и управляемости оборудования подстанции;
- повышение экономичности и надежности работы подстанции и прилегающих участков и, как следствие, повышение надежности электроснабжения потребителей;
- повышение безопасности и удобства работы персонала подстанции;
- снижение трудозатрат и сокращение численности персонала подстанции либо перевод подстанции на режим работы без постоянного дежурства оперативного персонала.
6 Требования к объемам автоматизации подстанций
6.1 При новом строительстве и комплексной реконструкции подстанции с заменой оборудования все вновь устанавливаемое оборудование и вторичные системы должны соответствовать требованиям к интеграции в АСУТП. Автоматизация должна быть выполнена в объеме, удовлетворяющем требованиям приложения А.
6.2 При частичной реконструкции подстанции с заменой основного оборудования автоматизация вновь устанавливаемого оборудования должна быть выполнена в объеме, удовлетворяющем требованиям приложения А. Объемы автоматизации существующего оборудования определяются его техническим состоянием.
6.3 При создании (модернизации) АСУТП на подстанции без замены существующего оборудования либо с заменой незначительной части оборудования объемы автоматизации определяются возможностью технической реализации установленных требований. Допускается применение решений, аналогичных существующим.
7 Требования к функциям АСУТП подстанций
7.1 Состав функций
7.1.1 АСУТП должна выполнять технологические и системные функции, обеспечивающие решение поставленных задач управления технологическими процессами подстанции, а также надежное и безопасное функционирование АСУТП с учетом приведенных в существующих нормативных документах требований к функциям АСУТП.
7.1.2 К технологическим функциям относят:
- сбор информации о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии основного и вспомогательного оборудования, вторичных систем;
- технологическую сигнализацию о недопустимых отклонениях параметров технологических процессов, нарушениях работы основного и вспомогательного оборудования, вторичных систем;
- дистанционное управление основным и вспомогательным оборудованием, функциями вторичных систем;
- предоставление информации персоналу в режиме реального времени и в режиме архива;
- обмен технологической информацией с ЦУС сетевых организаций, ДЦ субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (для подстанций, имеющих в своем составе объекты диспетчеризации);
- мониторинг и диагностику основного и вспомогательного оборудования;
- мониторинг функционирования устройств РЗА;
- сбор, хранение и передачу данных РАС;
- контроль ПКЭ и учет электроэнергии;
- расчет балансов активной и реактивной мощности;
- контроль климатических условий.
7.1.3 К системным функциям относят:
- организацию информационного обмена между устройствами программно-технического комплекса АСУТП, с интегрированными вторичными системами подстанции и системами ЦУС сетевых организаций, ДЦ субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;
- синхронизацию устройств программно-технического комплекса АСУТП и интегрированных вторичных систем подстанции по сигналам единого времени;
- архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени;
- самодиагностику устройств программно-технического комплекса АСУТП и системы в целом;
- обеспечение информационной безопасности системы, включая защиту от несанкционированного доступа, антивирусный мониторинг и пр.;
- конфигурирование устройств программно-технического комплекса АСУТП и АСУТП в целом.
7.1.4 В приложении Б приведены рекомендации к составу функций АСУТП подстанций.
7.2 Требования к отдельным технологическим функциям
7.2.1 Требования к сбору информации
7.2.1.1 Сбор информации о технологическом режиме работы и эксплуатационном состоянии основного и вспомогательного оборудования, вторичных систем должен обеспечивать требуемый объем автоматизации подстанции с учетом технического состояния оборудования и систем.
7.2.1.2 Измерение электрических параметров технологических процессов (токов, напряжений) должно быть выполнено без применения промежуточных преобразователей (непосредственно от ТТ, ТН).
7.2.1.3 Измерение неэлектрических параметров следует выполнять от датчиков (ИП) с цифровыми выходами или с унифицированными выходными сигналами 4-20 мА и т.д. согласно ГОСТ 26.011.
7.2.1.4 Устройства АСУТП, проводящие сбор аналоговой информации (ПАС, ПАДС, ИП), должны выполнять первичную обработку аналоговых сигналов, включая присвоение меток времени с точностью, однозначно определяющей порядок следования дискретизированных значений, масштабирование (вычисление значений физических величин в именованных единицах), вычисление расчетных величин, проверку достоверности.
7.2.1.5 При дальнейшей обработке аналоговых сигналов в АСУТП должен быть предусмотрен контроль выхода за установленные (предупредительные, аварийные) пределы и возврата в норму. Выход за пределы и возврат в норму следует квалифицировать как события и регистрировать в АСУТП с присвоением меток времени.
7.2.1.6 В АСУТП должны быть реализованы алгоритмы замещения и дорасчета параметров, в том числе с возможностью установки заданных (вручную) оперативным персоналом значений с присвоением соответствующих признаков качества.
7.2.1.7 Дискретные входы устройств АСУТП, выполняющих сбор дискретной информации (ПДС, ПАДС, в отдельных случаях ИЭУ), должны соответствовать параметрам электрических сигналов тока и напряжения вторичных цепей сбора дискретной информации.
7.2.1.8 Устройства АСУТП должны проводить контроль состояния дискретных входов и квалифицировать изменение состояния как событие. Первичная обработка дискретных сигналов должна включать присвоение меток времени, отстройку от помех, включая отстройку от влияния дребезга при замыкании и размыкании контактов, проверку достоверности.
7.2.1.9 Достоверность сигналов о положении коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей на подстанциях 35 кВ и выше обеспечивается за счет подключения нормально замкнутого и нормально разомкнутого контактов положения, отнесенных к одному положению коммутационного аппарата, заземляющего разъединителя. Пример проверки на достоверность приведен в таблице 1.
Таблица 1 - Пример проверки на достоверность сигналов о положении коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей
|
|
Контакты положения коммутационного аппарата, заземляющего разъединителя | Статус сигнала положения коммутационного аппарата, заземляющего разъединителя |
1 Замыкающий контакт - замкнут. Размыкающий контакт - разомкнут | Включено |
2 Замыкающий контакт - разомкнут. Размыкающий контакт - замкнут | Отключено |
3 Замыкающий контакт - разомкнут. Размыкающий контакт - разомкнут | Промежуточное. Неопределенное |
4 Замыкающий контакт - замкнут. Размыкающий контакт - замкнут | Неопределенное |
7.2.1.10 Статус сигнала положения "Промежуточное" предусмотрен для разъединителей и заземляющих разъединителей на время их переключения. По истечении времени на переключение формируется сигнал "Неопределенное".
7.2.1.11 Для трехфазных присоединений с однополюсными коммутационными аппаратами, заземляющими разъединителями сигналы о положении коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей следует определять на основе сигналов о положении трех полюсов.
7.2.1.12 Должна быть обеспечена возможность ручного ввода псевдосигналов положения коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей с присвоением признака ручного ввода (например, для коммутационных аппаратов, заземляющих разъединителей с ручным приводом на существующих подстанциях).
7.2.1.13 Сбор информации от смежных вторичных систем подстанции следует проводить в цифровом виде посредством стандартных протоколов обмена информацией, обеспечивающих передачу данных с метками времени.
7.2.1.14 При отсутствии возможности передачи сигналов от вторичных систем в цифровом виде сбор информации должен быть выполнен путем подключения устройств АСУТП ко вторичным цепям.
7.2.2 Требования к технологической сигнализации
7.2.2.1 АСУТП должна выполнять функцию технологической сигнализации, обеспечивающую информирование персонала о недопустимых отклонениях параметров технологических процессов, нарушениях работы основного и вспомогательного оборудования, вторичных систем.
7.2.2.2 Технологические сигналы АСУТП должны состоять из групп, имеющих различную приоритетность: АС, ПС и ОС.
7.2.2.3 АС предназначены для быстрого анализа персоналом причин происшедшего технологического нарушения, повлекшего за собой отключение основного оборудования.
В данную группу должны попадать сигналы автоматического отключения высоковольтных выключателей (происшедшие без команды персонала), а также сигналы действий вторичных систем (РЗА), вызвавших это отключение.
Примечание - К АС относят: самопроизвольное отключение/включение выключателя; срабатывание РЗА на отключение оборудования и пр.
7.2.2.4 ПС предназначены для извещения персонала о нарушениях в работе основного и вспомогательного оборудования, не повлекших за собой технологического нарушения, но требующих принятия мер по устранению технологического нарушения.
Примечания
1 К данной группе относят: неполнофазное переключение коммутационного аппарата или РПН трансформатора; срабатывание РЗА на сигнал; неисправность ЩПТ, ЩСН; неисправность вторичных цепей и устройств вторичных систем; достижение критических параметров оборудования [перегруз по току, аварийная сигнализация снижения давления (плотности) элегаза] и пр.
2 В состав ПС также входят: пуск устройств РЗА; неисправность основного оборудования [предупредительная сигнализация снижения давления (плотности) элегаза]; неисправности, выявленные при самодиагностике вторичных систем и пр.
7.2.2.5 ОС предназначены для информирования персонала об изменении технологического режима работы и эксплуатационного состояния основного и вспомогательного оборудования, вторичных систем.
Примечание - К данной группе относят: положения выключателей, разъединителей, заземляющих разъединителей; положения ключей выбора режима управления, блокировок, ввода/вывода функций РЗА и пр.
7.2.2.6 Вывод технологических сигналов на АРМ должен быть осуществлен со следующей приоритетностью (от большей к меньшей): АС, ПС, ОС.
7.2.2.7 Для всех групп приоритетности технологических сигналов должна быть предусмотрена возможность объединения сигналов в группы по различным признакам. Появление сигнала, входящего в состав группового, должно автоматически вызывать появление данного группового сигнала.
7.2.2.8 Технологическая сигнализация должна обеспечивать возможность квитирования сигналов. Квитирование группового сигнала должно быть выполнено квитированием всех сигналов, вызвавших его появление.
Примечание - Квитирование технологической сигнализации на АРМ не связано с квитированием сигнализации других мест контроля и управления, предусмотренных на подстанции.
7.2.3 Требования к дистанционному управлению
7.2.3.1 АСУТП должна являться частью системы управления основным и вспомогательным оборудованием, вторичными системами подстанции и в общем случае включать:
- управление оборудованием присоединений и функциями вторичных систем от ИЭУ уровня присоединения (см. раздел 8);
- дистанционное управление всем оборудованием подстанции и функциями вторичных систем с АРМ подстанции;
- прием и реализацию команд дистанционного управления всем или частью оборудования подстанции и функциями вторичных систем из ЦУС сетевых организаций, ДЦ субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике.
7.2.3.2 Дистанционное управление из ЦУС сетевых организаций, ДЦ субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике должно быть организовано по правилам, определяющим разграничение прав доступа к функции.
Для этого на подстанции, в ЦУС и ДЦ следует предусматривать программный ключ дистанционного управления, разрешающий или блокирующий захват функции управления из данного места.
При реализации автоматизированных программ переключений из ЦУС, ДЦ работа АСУТП подстанции должна сводиться к выполнению последовательности команд дистанционного управления, поступающих по каналам обмена технологической информацией.
Примечание - Правила разграничения прав доступа к функции должны включать процедуру, позволяющую выполнять перехват управления в аварийных случаях либо для предотвращения и устранения аварий, вызванных ошибками управления.
7.2.3.3 Дистанционное управление с АРМ подстанции должно быть выполнено посредством вызываемых диалогов управления, включающих контроль права доступа к функции и запрос подтверждения команды управления.
7.2.3.4 Управление оборудованием присоединений и функциями вторичных систем от ИЭУ должно быть осуществлено с помощью функциональных клавиш ИЭУ.
Управление с использованием функциональных клавиш, выполненных в виде динамического условного графического изображения, расположенного на графическом экране ИЭУ, проводится в форме диалога и включает контроль права доступа к функции и запрос подтверждения команды управления.
7.2.3.5 Для всех мест управления на подстанции следует предусматривать блокировку, обеспечивающую возможность управления только из одного места, разрешенного в данный момент времени.
С этой целью каждое место управления должно иметь ключ либо функциональную клавишу выбора режима управления (местное/дистанционное) присоединением, отдельным оборудованием, функцией вторичной системы.
Положение ключей контролируется в АСУТП и используется в логике блокировки, за исключением оперативной блокировки разъединителей.
7.2.3.6 АСУТП должна включать технологические блокировки управления, блокировку неправильных действий персонала (ОБР и пр.), блокировку при наличии недостоверных сигналов в логике (ОБР и пр.). Блокировки следует выполнять для всех мест управления.
При реализации программной ОБР должна быть обеспечена возможность ее вывода от аппаратного ключа в случае нештатных ситуаций и выполнения переключений по месту. Положение ключа должно контролироваться в АСУТП.
7.2.3.7 АСУТП должна запрещать выбор более одного элемента (оборудования) для единовременного дистанционного управления, а также запрещать управление при наличии незавершенной операции по управлению (до получения сообщения об успешности или неуспешности управления). Запрет следует выполнять для всех мест управления.
Требование не распространяется на групповые отключения присоединений, включенных в график временного отключения потребления (мощности) или подключенных к одной ступени ПА.
7.2.3.8 Функциональная логика управления и блокировок, передача команд в цепи управления оборудования должны быть осуществлены посредством ИЭУ. При наличии в структуре АСУТП устройств уровня процесса (ПДС, ПАДС) передача команд в цепи управления должна быть выполнена от данных устройств (см. раздел 8).
7.2.3.9 Длительность команды в цепях управления должна быть достаточной для ее завершения исполнительным органом.
7.2.3.10 Все действия персонала и системы, связанные с управлением, следует регистрировать в АСУТП с указанием метки времени и сопутствующих признаков.
7.2.4 Требования к представлению информации
7.2.4.1 Вся регистрируемая в АСУТП информация должна быть выведена на АРМ для предоставления персоналу. С этой целью на подстанциях с постоянным дежурством оперативного персонала следует предусматривать одно или несколько АРМ.
Для получения доступа к полной версии без ограничений вы можете выбрать подходящий тариф или активировать демо-доступ.