Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП подстанций с высшим напряжением кв

1 ПРОЕКТ УТВЕРЖДАЮ Первый Заместитель Председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС» А.Н. Чистяков 2006 г. Общие технические требования к программно-техническим комплексам для АСУ ТП подстанций с высшим напряжением кв СОГЛАСОВАНО СОГЛАСОВАНО Москва, 2006 г. 1

2 В связи с огромной важностью задачи улучшения управляемости и обеспечения надежности функционирования ЕНЭС, работы по автоматизации подстанций были начаты сразу после формирования ОАО «ФСК ЕЭС». С первых дней деятельности компании был произведен анализ мирового опыта и мировые тенденции в области автоматизации, разработаны требования к подстанциям нового поколения, создана концепция построения АСУТП подстанций. В настоящее время накоплен достаточный практический опыт в форме конкурсных требований и проектов строящихся и реконструируемых подстанций. Данный документ является первым из ряда нормативных документов, регламентирующих деятельность различных организаций в области проектирования и создания АСУТП подстанций ЕНЭС. В стадии проектов, готовых к рассмотрению находятся следующие документы: «Рекомендации по организации связи и взаимодействия устройств автоматизации на подстанциях ЕНЭС» «Методы тестирования для оценки производительности коммуникаций между компонентами АСУТП» «Протокол точной синхронизации часов для сетевых систем измерения и управления» (аналогично МЭК 61588) «Измерительные трансформаторы, Часть 7: Электронные трансформаторы напряжения» (аналогично МЭК ) «Измерительные трансформаторы, Часть 8: Электронные трансформаторы тока» (аналогично МЭК ) При разработке общих технических требований были использованы: Государственные стандарты России и стандарты международных организаций (МЭК, IEEE); Положение о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС»; Стратегия развития ЕНЭС на десятилетний период; Концепция построения АСТУ ОАО «ФСК ЕЭС»; Концепция построения АСУТП на подстанциях ЕНЭС; Концепция диагностики электротехнического оборудования ПС и ВЛ электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС»; Технические требования к АСУ ТП, разработанные в рамках подготовки конкурсной документации для различных подстанций ЕНЭС; Программа комплексного технического перевооружения электрических сетей ОАО «ФСК ЕЭС» на г.г.; Положение об аттестации оборудования, технологий и материалов в ОАО «ФСК ЕЭС»; Общие технические требования к воздушным линиям электропередачи кв нового поколения; Общие технические требования к подстанциям кв нового поколения; Нормы технологического проектирования воздушных линий электропередачи напряжением кв; Нормы технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением кв; Программа повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС путем оснащения ПС комплексами мониторинга и управления технологическими процессами; Программа по оснащению предприятий МЭС современными средствами технической диагностики и мониторинга электротехнического оборудования и линий электропередачи с целью предупреждения их повреждения и планирования ремонтов по техническому состоянию; 2

3 Основное отличие ПТК класса «АСУ ТП» от ПТК класса «Устройство ТМ» Основные проблемы системы ТМ, связаные с низкими скоростями передачи данных и отсутствием интеллекта (простые автоматы), проявлялись в форме: — пропуска данных (недостаточная скорость сканирования или передачи); — отсутствия фиксации событий для последующей передачи (пропуск событий); — отсутствия возможности быстрой конфигурации (тем более удаленной); — разнообразия оригинальных протоколов передачи данных; — и др. В настоящее время даже, так называемые, «КП ТМ» строятся на основе вычислительной техники, поэтому их стоимость должна быть (и есть) совместима со стоимостью Центрального Вычислительного Устройства (ЦВУ) или Процессора Передачи Данных (ППД) 1. В то-же время, аналоговые датчики по стоимости соизмеримы с цифровыми (для необходимых объемов данных с подстанций ЕНЭС), медные линии связи от ОРУ к ОПУ для дискретных сигналов обходятся не дешевле одной оптической или медной от интеллектуального УСО. Исходя из этого настоящий стандарт должен включать в себя ОБЯЗАТЕЛЬНЫЙ набор функций ППД (ЦВУ) и ограничения по используемым датчикам. То есть, даже в минимальной конфигурации (которая должна быть описана в документе) необходимо использовать архитектуру распределенного сбора и ППД. 1 Термины необходимо срочно согласовать. Например для больших подстанций использовать термин ЦВУ, для небольших ППД. ЦВУ реализует много больший объем функций, чем ППД. То есть ППД это ЦВУ с минимальным ОБЯЗАТЕЛЬНЫМ набором функций. 3

4 Содержание 1 Введение Общие положения Архитектура и функции ПТК АСУ ТП ПС Общие положения Классификация функций ПТК АСУ ТП Базовые (обязательные) функции АСУ ТП Сервисы измерения Контроль состояния Автоматизированное управление Мониторинг текущего режима и состояния главной схемы ПС Ведение баз данных конфигурации и исторических данных Обмен информацией с другими уровнями иерархии управления Синхронизация компонентов ПТК Тестирование и самодиагностика компонентов ПТК Интеграция с специализированными АС Интеграция АСУТП с подсистемой АИИС КУ Информационная поддержка и контроль систем РЗА, ПА, других систем управления и регулирования Проектирование системы Требования к конструктивному исполнению, компоновке, шкафам управления Требования к видам обеспечения Общие требования Требования к техническому обеспечению Интеллектуальные электронные устройства (ИЭУ) Устройства связи с объектом Системы и средства передачи информации Информационно-вычислительная подсистема Сервисные средства и ЗИП Устройства электропитания Подсистема единого времени Требования к лингвистическому обеспечению Общие требования и состав Требования к конфигурационному языку программирования Требования к языкам описания типовых информационных задач Требования к языкам описания нетиповых задач Требования к информационному обеспечению Общие требования Кодирование информации Требования к программному обеспечению Общие требования Требования к базовому (фирменному) программному обеспечению Требования к прикладному программному обеспечению Требования к метрологическому обеспечению Требования к характеристикам Требования к безопасности и условиям работы персонала Требования к надежности Требования к достоверности информации Требования к точности Требования к эксплуатации Требования к электромагнитной совместимости ПТК АСУТП Требования по стандартизации и унификации Требования к приемке Общие положения

5 10.2 Гарантии Термины и определения Список принятых сокращений Библиография Приложение 1. Требования к быстродействию при доставке информации для АСУ ТП ПС Требования к быстродействию при доставке информации Обзор производительности при доставке сообщений Типовое время доставки данных между ИЭУ устройствами Зависящие от применения требования к производительности при передаче информации Возможности передачи информации, необходимые для своевременной доставки данных Поддержка режима реального времени Приоритет сообщений Поддержка широковещательной и групповой передачи Критичность доставки данных Синхронизация времени Временные ограничения Системные требования к своевременной доставке данных Внешние интерфейсы Приложение 2 (информационное). Состав основных технологических подсистем и функций АСУ ТП Подсистемы ввода (измерений), обработки и отображения информации и оперативного управления Подсистема информационной поддержки и контроля систем РЗА, ПА и других специализированных систем автоматического управления и регулирования Подсистема управления режимами и мониторинга параметров качества электроэнергии Подсистема регистрации аварийных событий, параметров и процессов и ретроспективного анализа аномальных режимов и ситуаций (РАС) Подсистема технического учета электроэнергии, ведения балансных расчетов (с использованием данных АИИС КУЭ) Подсистема мониторинга, диагностики состояния и эксплуатации основного технологического оборудования Подсистема информационного взаимодействия Подсистемы автоматизации вспомогательных технологических процессов Основные общесистемные функции пусковых комплексов АСУТП Подсистема организации коммуникаций между компонентами ПТК АСУТП Подсистема синхронизации функционирования компонентов ПТК АСУТП Подсистема организации и ведения баз данных и архивов АСУТП Подсистема обеспечения информационной безопасности Подсистема тестирования, самодиагностики и администрирования ПТК Приложение 3. Профиль протокола IEC для шлюза Базовые и факультативные возможности IEC для подстанций ЕНЭС А-профили Т-профили L-профили

6 1 Введение 1.1 Общие технические требования (ОТТ) к программно-техническим комплексам (ПТК) разработаны с учетом отечественного и зарубежного опыта создания и эксплуатации АСУ ТП электрических подстанций (АСУ ТП ПС). 1.2 В ОТТ излагаются требования к ПТК, обусловленные особенностями применения ПТК в энергетике для создания АСУ ТП ПС. Настоящие ОТТ учитывают специфические требования, предъявляемые к ПТК при создании АСУ ТП подстанционного уровня управления и электротехнического оборудования ПС, по быстродействию, помехозащищенности и т.п. Введение ОТТ в действие должно установить единые требования к оценке ПТК с точки зрения их применения в АСУ ТП ПС. Общие технические требования направлены на улучшение потребительских характеристик ПТК, сокращение сроков разработки и внедрения АСУ ТП, а также совершенствование уровня их эксплуатации. 1.3 Общие технические требования распространяются на серийно выпускаемые и вновь разрабатываемые ПТК и предназначены для специалистов энергетических проектных, научно-исследовательских, производственных и наладочных организаций, занимающихся вопросами разработки и внедрения АСУ ТП, а также разработчиков, проектировщиков и поставщиков ПТК, персонала ПС и других подразделений ОАО «ФСК ЕЭС». 1.4 В состав ПТК АСУ ТП ПС в общем случае входят: устройства верхнего уровня (устройства связи оперативного персонала с АСУ ТП и обслуживающего персонала с ПТК), например, операторские и инженерные станции, экран коллективного пользования, серверы, шлюзы, мосты, процессор передачи данных (ППД), центральные вычислительные устройства (ЦВУ), СУБД и т.п.; устройства уровня присоединений, к которым в настоящее время относятся Интеллектуальные Электронные Устройства (ИЭУ) различного назначения измерительные, управления, контроля состояния оборудования, контроля качества, регистрации аварийных процессов и событий, и т.п.; устройства нижнего уровня, например, встраиваемые в оборудование контроллеры, устройства связи с объектом управления (УСО), интеллектуальные датчики (первичные преобразователями сигнала) и исполнительные механизмами объекта управления; устройства и линии связи, обеспечивающие обмен информацией в цифровом виде и командами с другими ПТК и между различными устройствами одного ПТК; устройства цифровой связи с АСДУ верхнего уровня управления; устройства цифровой связи для передачи информации в АСУ других субъектов; устройства электропитания ПТК, например, вторичные источники питания ПТК и устройства для подключения внешних силовых кабелей электропитания и т.п.; сервисная аппаратура и ЗИП; базовое (фирменное) и прикладное (пользовательское) программное обеспечение; документация В состав автономных систем (подсистем) автоматического управления входят подсистемы, реализующие отдельные функции контроля и управления энергетическим оборудованием, а также специализированные микропроцессорные подсистемы электротехнического оборудования, в том числе, поставляемые в комплекте с оборудованием: 6

7 микропроцессорная подсистема релейных защит и автоматики (МП РЗА); микропроцессорная подсистема противоаварийной автоматики (МП ПА); микропроцессорная подсистема автоматического регулирования (МП АР); микропроцессорная автоматизированная система (подсистема) коммерческого учета электроэнергии (МП АСКУЭ) и т.п Автономные системы (подсистемы) автоматического управления, датчики, исполнительные механизмы, традиционные средства контроля, а также КРУ в состав ПТК не входят. 7

8 2 Общие положения 2.1 Настоящие ОТТ распространяются на АСУ ТП электрических подстанций с высшим напряжением кв. 2.2 Программно-технические комплексы совокупность средств вычислительной техники, программного обеспечения и средств создания и заполнения информационной базы при вводе системы в действие и при эксплуатации, достаточных для выполнения одной или более функций АСУ ТП. 2.3 Программно-технические комплексы должны обеспечивать возможность создания АСУ ТП ПС, которая в общем случае является многоуровневой системой управления, включающей АСУ ТП общеподстанционного уровня управления и специализированные АС (например: коммерческого учета, мониторинга технического состояния, релейной защиты, противоаварийной автоматики, регулирования и т.п.). 2.4 В составе АСУ ТП (специализированной или общеподстанционного уровня управления) могут функционировать один или несколько ПТК, в том числе ПТК различных разработчиков. Каждый из ПТК выполняет свои (свою) функции автономно либо во взаимодействии с другими ПТК. В составе одной АСУ ТП (специализированной или подстанционного уровня управления) для контроля режимов работы оборудования могут быть использованы ПТК одного типа, а для контроля состояния оборудования ПТК того же или иного типа, обеспечивающие специфические требования по быстродействию, помехозащищенности и другие за счет использования в их составе специализированных технических и программных средств. 2.5 Программно-технические комплексы АСУ ТП ПС совместно с другими техническими средствами, в состав которых могут входить и другие ПТК, должны способствовать: обеспечению эффективного управления процессами преобразования и распределения электрической энергии; обеспечению единства системы измерений для контроля и управления оборудованием, технического и коммерческого учёта, систем диспетчерского управления; обеспечению наблюдаемости параметров режима и состояния оборудования в нормальных и аварийных режимах; обеспечению управления всеми устройствами, действие которых необходимо для ведения режимов, предотвращения отказов оборудования, локализации и устранения последствий отказов оборудования с сохранением живучести подстанции; обеспечению видео контроля и наблюдения за состоянием подстанции, результатом переключений и действиями оперативного персонала; повышению безопасности работы автоматизируемого оборудования; эффективному управлению параметрами автоматизируемого оборудования; эффективному управлению экономичностью автоматизируемого оборудования; повышению надежности работы автоматизируемого оборудования; обеспечению эффективного участия автоматизируемого оборудования в управлении параметрами режима электрической сети и энергосистемы в целом; повышению комфортности работы оперативного и обслуживающего персонала; информационному обеспечению производственно-технической деятельности эксплуатационного персонала; объективной оценке эффективности использования оборудования ПС и действий персонала. 8

Смотрите так же:  Баранов аНлингвистическая экспертиза текста

9 2.6 Программно-технический комплекс должен обеспечивать возможность создания одноуровневых и многоуровневых, иерархических систем распределенного управления и централизованного контроля, соответствующих структуре технологического объекта и характера управления им. 2.7 Программно-технический комплекс должен позволять потребителю создавать проектным путем АСУ ТП ПС для подстанции любого типа и назначения, с любым составом силового оборудования и инженерных систем. 2.8 Технические и программные средства ПТК должны обеспечивать возможность создания АСУ ТП, открытых для модернизации и развития, в том числе и с использованием ПТК различных разработчиков, отвечающих настоящим ОТТ, без необходимости изменения ранее реализованных технических решений. 2.9 Средства ПТК должны обеспечивать необходимый уровень надежности реализации отдельных функций АСУ ТП, соответствующий требованиям технического задания по конкретной АСУ ТП Аппаратные и программные средства ПТК должны иметь модульную (компонентную) структуру и развитое системное программное обеспечение, допускающие широкий диапазон их использования: от минимального набора для управления одним присоединением или выполнения одной функции до максимального, обеспечивающего выполнение всех предусмотренных ОТТ функций для всех уровней управления ПС Обмен информацией и командами между ПТК, входящими в одну АСУ ТП (специализированную или АСУ ТП общеподстанционного уровня управления), может выполняться с использованием единой для системы локальной сети, по выделенным цифровым каналам связи или с использованием устройств типа «шлюз» 2, обеспечивающих контролируемый обмен между устройствами, в том числе, имеющими различные интерфейсы. В качестве устройств типа «шлюз», входящих в состав ПТК, могут использоваться специализированные программно технические средства, либо персональные компьютеры, оснащенные соответствующим фирменным программным обеспечением и интерфейсными картами с необходимым уровнем гальванического разделения. Рекомендации по организации обмена информацией в АСУ ТП ПС ЕНЭС приведены в «Рекомендациях по организации связи и взаимодействия устройств автоматизации на подстанциях ЕНЭС» Типы каналов связи и протоколы обмена определяются технологическими требованиями к времени доставки (обновления) информации и команд различного вида и назначения (Приложение 1), характеристиками и возможностями микропроцессорных подсистем. Обмен информацией с автономными подсистемами автоматического управления типа МП ПА, МП АР, МП РЗА и другими должен быть двусторонним Обмен информацией между ПТК АСУ ТП подстанционного уровня управления с АСТУ «ФСК ЕЭС» должен выполняться с использованием устройства типа «шлюз». Должен предусматриваться прием команд управления от АСТУ и их оперативная отработка, а также формирование и передача технологической информации в АСТУ, включая поток видео данных. 2 Специализированная станция локальной сети. 9

10 3 Архитектура и функции ПТК АСУ ТП ПС 3.1 Общие положения АСУ ТП ПС должна строиться на основе взаимосвязи функций автоматизации технологических процессов основного и вспомогательного оборудования, как единая интегрированная система на основе общей базы данных (БД). Базовым понятием АСУ ТП и её подсистем является информационная модель, которая служит для отображения и описания информационных объектов, участвующих в технологическом процессе реализации функций подсистем и АСУ ТП в целом (таблицы базы данных, алгоритмы, видео формы, документы и т.д.). Структура представления и форма описания информационной модели каждой подсистемы должны однозначно определять существо информационных процессов и получаемых информационных объектов. АСУ ТП подстанции должна строиться на основе единой унифицированной информационной модели для обеспечения адекватного взаимодействия с верхними уровнями управления. В АСУ ТП подстанций основные компоненты — функциональные подсистемы, отдельные программно-технические средства (устройства) должны объединяться в единую систему с использованием методов интегрирования и/или агрегирования. В интегрированных системах для всех устройств программно-технического комплекса, взаимосвязанных магистралями (шинами) определенного типа по согласованным интерфейсам и протоколам информационного обмена, существует единая среда настройки в качестве компонентов ПТК АСУ ТП, поддерживаемая соответствующими инструментальными программными средствами и используемая как при разработке и внедрении ПТК на конкретной подстанции, так и на стадии эксплуатации комплекса. В таких системах обеспечивается возможность дальнейшего наращивания систем управления с использованием методов интегрирования, если добавляемое устройство (или программнотехнический комплекс) «умеет» общаться по одному из протоколов информационного обмена, поддерживаемого системой управления, и имеет в своем составе описание (информационную модель), адекватно воспринимаемую единой средой настройки системы управления. Под агрегированными системами управления ПС понимают системы, которые могут иметь разные среды настройки для объединяемых частей. Взаимодействие между объединяемыми частями системы управления осуществляется в этом случае по информационному протоколу обмена (по стандартному или специальному), обеспечивающему согласование адресных пространств данных агрегируемых подсистем. АСУ ТП подстанции должна строиться как открытая интегрированная система, в которой внутрисистемные коммуникации между компонентами осуществляются с использованием протоколов МЭК Стандарт МЭК отвечает требованиям интегрированной обработки информации, предоставляя пользователям возможность доступа в реальном масштабе времени к упорядоченной системе знаний, а не просто к гигабайтам «сырых» данных. МЭК определяет для поставщиков стандартизированные информационные модели. Самоописания и метаданные позволяют осуществлять проверку достоверности в реальном масштабе времени. Обращение к объектам осуществляется по именам, а не по номерам, варьирующим в зависимости от пользователя/изготовителя/модели. Это позволяет автоматизировать процедуру проверки достоверности базы данных, исключая необходимость использования файлов конфигурации изготовителей. Стандартизированные информационные модели, набор соответствующих сервисов реального времени SCADA и применение передовых систем передачи данных обеспечивают возможность взаимодействия приложений верхнего уровня, позволяя использовать информационные модели, специфичные для данной области применения (семантику данных), вместо того чтобы обеспечивать простое 10

11 взаимодействие на уровне обмена данными. В этом отношении МЭК выходит далеко за рамки традиционных протоколов SCADA. В то же время, МЭК позволяет построить единую концептуальную систему представления данных и интерфейсов с использованием CIM как единого языка представления данных и описания интерфейсов. CIM-описание, в свою очередь, является базой для описания общей информационной модели подстанции в соответствии со стандартами МЭК Следует отметить, что в стандарте МЭК предусмотрена система интерфейсов с МЭК Применение стандарта МЭК для создания единой среды настройки позволит решить задачи интеграции приложений различных изготовителей и достичь независимости потребителя приложений от разработчика. Функциональная структура ПТК АСУ ТП ПС определяется сложившейся технологией управления оборудованием ПС. С появлением устройств ИЭУ, которые наряду с функциями сбора данных и управления обеспечивают функции релейной защиты, регистрации, контроля технического состояния, архитектура АСУ ТП представляет собой распределенную интеллектуальную систему. На Рисунок 1, приведен пример базовой архитектуры АСУ ТП подстанции с локальной вычислительной сетью (ЛВС), где: ИЭУ интеллектуальное электронное устройство; УРВ устройство распределенного ввода/вывода; МРЗ микропроцессорное устройство РЗ; УКУ устройство контроля и управления; ППД процессор передачи данных (центральное вычислительное устройство); ИВ источник синхронизации. IEC IRIG-B IEC IEC Рисунок 1 — Архитектура системы автоматики подстанции На этом рисунке соединение подстанции с системами и пользователями верхних уровней управления представляет собой корпоративную ГВС. Соединение от ГВС к ЛВС подстанции может выполняться через маршрутизатор и межсетевой экран, если требуется такой контроль доступа. Так же показан выделенный канал для удаленного управления, который должен отражать концепцию возможного наличия в системах управления интерфейса как с головной подстанции группы (при отсутствии постоянного персонала), так и с корпоративной АСТУ. Для внешних 11

12 подключений может потребоваться устройство кодирования (не показано). На схеме показаны два метода управления и сбора данных. Один — через устройства ИЭУ, подключенные к оборудованию и датчикам подстанции посредством специализированной ЛВС. Второй — путем соединения медным проводом (жесткого соединения). В обоих случаях данные хранятся в сервере базы данных. Показанная на рисунке шина синхронизации, соединяющая источник синхронизации (показан как IRIG-B приемник) с устройством ИЭУ, не требуется, если необходимая точность синхронизации обеспечивается по сети ЛВС, например, по стандарту МЭК Если требуется регистрация событий по времени с точностью ± 1 мсек., то точность синхронизации в устройстве ИЭУ должна быть не хуже ± 0,1 мс. Не показаны или не применяются подключения к портам обслуживания устройств ИЭУ. На типичной схеме показана единичная ЛВС и не резервируемое устройство ИЭУ. Другие архитектуры могут включать резервные устройства ИЭУ, ЛВС и каналы связи. 3.2 Классификация функций ПТК АСУ ТП Для удобства описания функциональной структуры АСУ ТП целесообразно различать в ней технологические компоненты (подсистемы, функции, задачи), обеспечивающие основные потребительские свойства создаваемой системы управления, и общесистемные, обеспечивающие целостность системы и ее основные эксплуатационные характеристики. Технологические функции измерения (обработка аналоговой информации) контроль состояния (обработка дискретной информации) мониторинг текущего режима и состояния главной схемы ПС (для всех классов напряжения) автоматизированное управление (дистанционное и по месту) коммутационными аппаратами подстанции организация предупредительной и аварийной сигнализации регистрация аварийных ситуаций (РАС) контроль текущего состояния электрооборудования, в том числе оперативный контроль коммутационной аппаратуры и трансформаторного оборудования технический учет электроэнергии, балансные расчеты контроль качества электроэнергии контроль состояния технологических подсистем (охранная сигнализация, система климат-контроля, система автоматического пожаротушения, система контроля и доступа и.т.д.) обмен информацией с другими уровнями иерархии управления Основные общесистемные функции синхронизация компонентов ПТК АСУ ТП тестирование и самодиагностика компонентов ПТК архивирование информации защита информации формирование отчетных документов организация внутрисистемных коммуникаций между компонентами АСУ ТП организация информационного обмена со средствами автономных (смежных) систем контроля и управления (РЗА, ПА, связи, системы мониторинга электрооборудования) 12

Смотрите так же:  Дилерский договор с гарантией

13 Более подробная информация о подсистемах и функциях АСУ ТП приведена в приложении 2. Ниже приведены требования к базовым (обязательным) функциям АСУ ТП. 3.3 Базовые (обязательные) функции АСУ ТП Обязательными для АСУ ТП всех подстанций ЕНЭС являются следующие функции: измерения (обработка аналоговой информации); контроль состояния (обработка дискретной информации); мониторинг текущего режима и состояния главной схемы ПС (для всех классов напряжения); ведение баз данных конфигурации и исторических данных (архивирование информации); обмен информацией с другими уровнями иерархии управления; синхронизация компонентов ПТК АСУ ТП; тестирование и самодиагностика компонентов ПТК. Различные функции управления оборудованием и режимами работы подстанции могут предъявлять различные требования к рабочим характеристикам функций АСУТП. Эти различия зависят от места, функции и потребностей пользователей в пределах физической и организационной структуры объекта или предприятия ФСК ЕЭС. Для оценки влияния функций управления на требования к рабочим характеристики ПТК АСУТП следует использовать данные, приведенные в таблицах соответствующих разделов. Функции управления сгруппированы в несколько уровней, в соответствие с требованиями к оперативности их выполнения (времени реакции): 1, Первые три уровня относятся к подстанциям, остальные к различным уровням управления «ФСК ЕЭС». К основным рабочим характеристикам ПТК по операциям с данными относятся: (.), (). (%),. (%) (, ), 99.xxx, xxx. 4. = /( + ). (.) 3 Включая функции сетевого анализа в реальном времени (on-line) 4 Включая функции сетевого анализа в режиме исследования (off-line) 13

14 (%). : ,1%. ( ). «» (.). Сервисы измерения Сервисы измерения должны обеспечивать достоверными, надежными, своевременными и качественными данными все подсистемы (функции) АСУТП. В таблице Таблица 1 приведен перечень параметров, подлежащих сбору и обработке на подстанциях ЕНЭС. Перечень не является исчерпывающим и подлежит уточнению при проектировании. При определении состава и объема данных необходимо руководствоваться «Нормативами объема телеинформации для управления оборудованием подстанций кв». Таблица 1 Перечень измеряемых параметров для подстанций ЕНЭС ВЛ. 500 кв Присоединение (оборудование) Параметр Токи ф. А, В, С,3I O Напряжения Uао, Uво, Uсо, 3U O Электроэнергия активная и реактивная (прием, отдача) Источник информации МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТТ. (обмотка 0,5) МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТН (обмотка 0,5) АИИС КУЭ (АСКУЭ) СЕКЦ. ВЫКЛ. 500 кв Токи ф. А, В, С, 3I O МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТТ (обмотка 0,5) ВЫКЛЮЧАТЕЛЬ 500 кв, 220 Токи ф. А, В, С кв РЕАКТОРНАЯ ГРУППА 500 кв Токи ф. А, В, С, 3I O Температура воздуха МП устройства регистрации аварийных процессов, подключенные к ТТ (обмотка Р) МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТТ (обмотка 0,5) Технологические датчики 14

15 ВЛ. 220 кв Присоединение (оборудование) Параметр Температура верхних и нижних слоев масла Содержание влаги в масле Содержание газов в масле Давление масла во вводе Емкость и тангенс вводов Электроэнергия активная и реактивная (отдача) Токи ф. А, В, С, 3I O Электроэнергия активная и реактивная (прием, отдача) реактора Источник информации АИИС КУЭ (АСКУЭ) МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТТ (обмотка 0,5) АИИС КУЭ (АСКУЭ) СЕКЦ. ВЫКЛ. 220 кв Токи ф. А, В, С, 3I O МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТТ (обмотка 0,5) АВТОТРАНСФОРМАТОРЫ 500/220/35кВ Токи ф. А, В, С, 3I O Содержание газов, растворенных в масле Содержание влаги в масле Температура датчика содержания влаги в масле Емкость ввода Давление масла во вводе ВН СН Тангенс ввода (привед. к 20грд С) Положение РПН Температура верхних и нижних слоев масла Температура окружающей среды (воздуха) Электроэнергия активная и реактивная (прием, отдача) МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТТ (обмотка 0,5) Датчики технологических параметров АИИС КУЭ (АСКУЭ) ШИНЫ 500, 220, 35 и 10 кв Напряжения Uао, Uво, Uсо, 3U O МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТН (обмотка 0,5) ШИНЫ 0,4 кв Напряжение Uав Измерит. преобразователи ТРАНСФОРМАТОР СН Токи ф. А, В, С МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТТ (обмотка Электроэнергия активная и реактивная (отдача) 0,5) АИИС КУЭ (АСКУЭ) СЕКЦ. ВЫКЛ. 35 кв Токи ф. А, В, С МП контроллеры АСУ ТП, подключенные к ТТ (обмотка 0,5) ОБОРУДОВАНИЕ Напряжение АБ Измерит. преобразователи 15

16 Присоединение (оборудование) Параметр ОПЕРАТИВНОГО Напряжение на главных ПОСТОЯННОГО ТОКА (ОПТ) секциях ЩПТ ВВОДЫ 0,4 кв Напряжения «полюса» АБ относительно земли Ток нагрузки АБ; Ток зарядно подзарядного агрегата Ток подзаряда АБ Ток ф А Электроэнергия активная (прием) Источник информации Измерит. преобразователи Измерит. преобразователи Шунт П.Т. и измерительные преобразователи Шунт П.Т. и измерительные преобразователи Шунт П.Т. и измерительные преобразователи Измерит. преобразователи АИИС КУЭ (АСКУЭ) СЕКЦ. ВЫКЛ. 0,4 кв Ток ф А Измерит. преобразователи Температура воздуха в Измерит. преобразователи помещениях, ЗДАНИЯ И СООРУЖЕНИЯ: Помещения ГЩУ, КРУ 10 кв, АБ, РЩ, вспомогательного оборудования, кабельных полуэтажей Влажность воздуха в помещениях. Измерит. преобразователи Ввод текущих пофазных значений токов и напряжений в ПТК АСУ ТП должен осуществляться от измерительных трансформаторов тока и напряжения (для оборудования напряжением кв) и напрямую (

380 В от ЩСН и =220 В от ЩПТ) — непосредственно в устройства нижнего уровня АСУ ТП: микропроцессорные датчики электрических величин (тока, напряжения, активной и реактивной мощности, качества электроэнергии) и/или контроллеры При измерении неэлектрических параметров источниками аналоговых сигналов могут быть датчики технологических величин (температура масла, давление элегаза и т.п.) с унифицированным выходом 4-20 ма 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 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 Требования к основным характеристикам сервисов измерений ПТК должны уточняться при проектировании в соответствие с выполняемыми АСУТП функциями. Форма представления и типовые значения представлены в Таблица 2. 16

17 Таблица 2 — Требования к сервисам измерений 1 (.) (%/..) (./.) 10 — (.) ,, ,5 1, ,5 1, ,5 1 (.) (%) ,1 0,1 0,1 «» () ,, 2 0, , , ,1 1, 2 1, ,2 1, 2 1, ,2 1, 2 0, ,1 1, 2 0, ,1 1 / 2 1, ,2 1, 10 1, , , ,2 1, 5 0, ,1 1, 5 0, ,1 1, 10 1, ,2 1, 10 1, ,2 1 17

18 (.) (%/..) (./.) (.) (%) «» (), 5 0, ,1 1, 5 0, ,1 1 / 10 1, ,2 1, 10 1, , , ,2 1 4, 15 0, ,1 1, 15 0, ,1 1, 15 3, ,2 1, 15 3, ,2 1, 15 3, ,1 1, 15 3, ,1 1 / 30 3, ,2 1, 30 1, , , ,2 1 5, 15 0, ,1 1, 15 0, ,1 1, 30 1, ,2 1, 30 1, ,2 1, 15 0, ,1 1, 15 0, ,1 1 / 30 1, ,2 1 18

19 (.) (%/..) (./.) (.) (%) «» (), 30 1, , , , При первичной обработке информации должна производиться проверка достоверности входных аналоговых сигналов. С этой целью должны использоваться различные алгоритмы проверки и обеспечения достоверности: проверка источника сигнала и соединительных линий (сигнал должен находиться в пределах допустимого диапазона); общая проверка (по дублирующему сигналу, программная проверка математически связанных параметров — при наличии такой возможности). Конкретные способы достоверизации информации подлежат разработке на стадии рабочей документации Контроль состояния Дискретная информация вводится в устройства нижнего уровня АСУ ТП (ИЭУ, модули УСО, контроллеры) либо непосредственно, либо через контакты промежуточных реле В ходе первичной обработки должны выполняться устранение влияния «дребезга», возникающее при замыкании/размыкании контактов отстройка от помех (сигналов с длительностью менее 5-7мс) 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 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 (при одновременном появлении двух одинаковых сигналов сигнал положения КА считается недостоверным) Для надежного срабатывания «сухих» контактов должно использоваться напряжение их питания Uн не менее 110 В постоянного тока Требования к основным характеристикам сервисов контроля состояния ПТК должны уточняться при проектировании в соответствие с выполняемыми АСУТП функциями. Форма представления и типовые значения представлены в Таблица 3. Таблица 3 Типовые требования к сервисам контроля состояния 19

20 1 (.) (%.) () (./.) (.) , ,9 1 (.) (%) «» () , , ,9 2 0,5 0,001 0, ,99 2 0,5 0,001 0,001 (HMI) 2 99,9 2 0,5 0,001 0, , ,, 10 99, , , ,001, ,001 0, Автоматизированное управление Средствами ПТК должна обеспечиваться возможность оперативного управления коммутационными аппаратами Перечень функций управления, доступных с разных мест управления, представлен в Таблица 4. Таблица 4 Функции управления различных рабочих мест 20

21 (- ), ( ). ( — — ). ( ) При управлении электротехническим оборудованием (местное, дистанционное) должна быть предусмотрена программная и аппаратная блокировка, исключающая одновременное управление с разных рабочих мест, реализована логика технологических блокировок (от неполнофазного режима, от «прыгания», от несинхронного включения и т.п.). В логике блокировок предусмотреть участие устанавливаемых переносных заземлений Все действия оперативного персонала по управлению электрооборудованием с АРМ или по месту должны фиксироваться в архивах АСУ ТП с указанием метки времени, способа управления и оператора, производившего управление В архиве должны также фиксироваться операции по изменению режима управления коммутационными аппаратами («местное» — «дистанционное») Передача команд управления с верхнего уровня АСУ ТП (от АРМ оперативного персонала) к исполнительным механизмам должна выполняться через контроллеры и/или МП устройства РЗА по цифровым каналам связи Допускается передача команд управления с верхнего уровня АСУ ТП на исполнительные механизмы через контроллеры и/или МП устройства РЗА с помощью «сухих» контактов, подключенных к соответствующим дискретным входам указанных устройств Средства ПТК АСУ ТП должны обеспечить возможность выполнения функций автоматики управления выключателями 500, 110 и 10 кв, аналогичных функциям традиционных электромеханических панелей автоматики выключателей. Эти функции должны быть реализованы на уровне полевых устройств и не должны зависеть от состояния устройств среднего и верхнего уровня АСУ ТП Требования к основным характеристикам сервисов контроля состояния ПТК должны уточняться при проектировании в соответствие с выполняемыми АСУТП функциями. Форма представления и типовые значения представлены в Таблица 5. Таблица 5 — Пример требований к сервисам управления 21

Смотрите так же:  Приказ мвд россии 170 от 2012 года

22 3 (.) (%.) (./.) (.) / 2 99, ,99 2 0,5 99, , , При реализации управления коммутационными аппаратами (КА) должно обеспечиваться: команда ТУ должна проходить через контакты двух реле; возможность вывода всех цепей ТУ общим ключом и отдельно по КА; «выбор» на управление только одного КА с индикацией сделанного выбора; возможность отмены «выбора» до выполнения команды; индикация неисполнения команды (с указанием причины, если это возможно) Мониторинг текущего режима и состояния главной схемы ПС Мониторинг текущего режима и состояния главной схемы ПС должен быть организован независимо от наличия или отсутствия персонала на подстанции Мониторинг должен включать контроль основных текущих режимных параметров силового электрооборудования ПС (напряжение на шинах ОРУ всех уровней напряжения, перетоки активной и реактивной мощности и токи по всем присоединениям, частоту); контроль состояния основных коммутационных аппаратов ПС (разъединители, выключатели, заземляющие ножи); контроль состояния основного и вспомогательного электрооборудования; Количество уровней контроля должно быть не менее 4-х для каждой контролируемой точки. 22

23 Все события, связанные с изменениями состояния главной схемы, изменениями характеристик мониторинга должны фиксироваться в ведомости событий, хранимой в БД АСУТП Ведение баз данных конфигурации и исторических данных Вся конфигурационная информация АСУТП подстанции должна быть структурирована и храниться в базе данных. При структурировании данных необходимо руководствоваться нормами стандарта МЭК Допускается использование других форматов описания конфигурации, при условии наличия их открытой (доступной) спецификации или наличия инструментальных средств импорта/экспорта в формат SCL стандарта МЭК Все регистрируемые параметры и события подлежат архивированию для ретроспективного анализа состояния и режимов работы электрооборудования Средства архивирования должны выполнять следующие основные функции: архивирование и хранение информации, поступающей на верхний уровень АСУТП; защита информации; представление архивной информации персоналу Архивные данные должны обеспечивать последующее представление 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 Средства архивирования должны обеспечивать доступ к архивной информации посредством стандартных запросов, в том числе из внешних приложений К автоматически архивируемой информации относится вся информация, регистрируемая средствами АСУТП, в том числе: значения измеряемых аналоговых сигналов. Состав параметров и обработка их значений (текущие, фильтрованные (сжатые), усредненные) для архивирования определяются Заказчиком; любые изменения дискретных сигналов; выход параметров за аварийные и предупредительные уставки и вхождение в норму; команды управления основным электрооборудованием и средствами ПТК; диагностическая информация по силовому электрооборудованию; результаты определения места повреждения (ОМП) на ВЛ; работа устройств технологической сигнализации; срабатывания устройств релейной защиты и автоматики; переключения режимов работы оборудования и автоматических устройств с помощью оперативных элементов управления; информация от смежных подсистем; информация и команды управления с верхнего уровня управления; системные события, формируемые внутри АСУТП (в том числе информация самодиагностики по программным и техническим средствам) Объем архива должен обеспечивать хранение перечисленной информации, зарегистрированной в течение 2 лет. 23

24 Должна быть обеспечена возможность как событийной записи в архив, так и периодической 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 возможность переноса 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 ПТК АСУТП Обмен информацией с другими уровнями иерархии управления Для обеспечения доступа к оперативно-диспетчерской и технологической информации абонентов высших уровней иерархии управления (ЦУС «ФСК ЕЭС», РДУ и ОДУ «СО-ЦДУ ЕЭС», другие субъекты) средства ПТК АСУТП должны быть оснащены соответствующими программными и аппаратными интерфейсами В качестве основных средств связи должны использоваться цифровые каналы передачи данных (как правило, Ethernet) и транспортные протоколы TCP/IP. В качестве временных или резервных допускается использование узкополосных каналов связи Программные интерфейсы должны обеспечивать доступ к следующим видам информации: Оперативно-технологической данные измерений и состоянии главной схемы, оборудования, инженерных коммуникаций, внешний среды и др. Историческим архивам оперативно-технологических данных, учета электроэнергии, ведомостям событий, журналам изменений, результатам регистрации процессов и др. Данным о конфигурации АСУТП Оперативной, технологической и нормативно-технической документации В качестве основных интерфейсов для доступа к информации от верхних уровней управления «ФСК ЕЭС» должны использоваться сервисы, соответствующие стандартам МЭК Для доступа к информации абонентов других субъектов должны поддерживаться протоколы МЭК (ICCP), МЭК Профили протоколов должны уточняться при проектировании АСУТП Синхронизация компонентов ПТК Под синхронизацией понимается подстройка локальных таймеров, имеющихся в микропроцессорных компонентах ПТК (контроллерах, терминалах РЗА и ПА, серверах, аварийных осциллографах, шлюзах и т.п.) в соответствии с общесистемным временем, а также подстройка общесистемного времени к астрономическому по спутниковым сигналам точного времени (которые целесообразно получать с помощью совмещенных приемников ГЛОНАС/GPS, если это возможно) Для целей синхронизации должно использоваться Универсальная Постоянная Времени (UTC). переходы на летнее и зимнее время должны 24

25 учитываться при обработке данных соответствующими прикладными системами АСУТП или верхних уровней управления В процессе синхронизации должны выполняться: периодическая рассылка сигналов точного времени в терминалы, подключенные к ПТК; подстройка локального времени терминалов к общесистемному времени; контроль работоспособности устройств системы единого времени Точность синхронизации всех устройств, играющих роль устройств нижнего уровня АСУТП, в том числе: устройств (контроллеров) измерения, сигнализации и управления, МП устройств смежных подсистем (РЗА, ПА, мониторинга и диагностики оборудования), должна быть не хуже 1 мс Средствами подсистемы должна осуществляться самодиагностика ПТК синхронизации; при этом сигналы неисправности подсистемы в целом и отдельных устройств синхронизации должны квалифицироваться как тревоги с соответствующим классом и формой обработки данного сигнала Тестирование и самодиагностика компонентов ПТК Диагностирование системы в целом и ее отдельных компонентов должно выполняться непрерывно и автоматически в течение всего времени работы АСУТП во всех эксплуатационных режимах В объем диагностируемых средств должны входить: устройства верхнего, среднего и нижнего уровней, средства коммуникаций, программное обеспечение Должно быть предусмотрено хранение следующих данных: сведения о текущем состоянии компонентов системы; протоколы действий персонала по обслуживанию и конфигурированию системы, с указанием персонифицированного идентификатора и прав доступа; диагностическая информация, отражающая состояние устройств, связи между устройствами и программных компонентов, как в нормальном режиме эксплуатации, так и в процессе восстановления работоспособности аппаратуры и программ Устройства нижнего уровня, сетевое оборудование и рабочие станции АРМ должны диагностироваться автоматически как при включении, так и непрерывно в процессе работы. Глубина самодиагностики терминалов — до сменного блока (модуля) Для дублированных полукомплектов в случае отказа одного из них, несмотря на то, что все функции продолжают выполняться, средствами диагностики должно формироваться соответствующее сообщение Подсистемы, интегрированные в состав АСУТП, должны иметь самостоятельные средства самодиагностики и выдавать соответствующие сообщения в ПТК Система должна обеспечивать хранение диагностической информации в течение 45 суток и не должна допускать ее потерю в случае снятия внешнего электропитания или изменение. 3.4 Интеграция с специализированными АС АСУ ТП должна создаваться как интегрирующая распределенная информационная система, функционирующая в темпе протекания технологических процессов, состоящая из базовой части (описана выше), внешних и/или специализированных АС, функционирующих самостоятельно. 25

26 3.4.1 Интеграция АСУТП с подсистемой АИИС КУ Цель интеграции АСУТП с АИИС КУ состоит в расширении функциональных возможностей систем в части измерения, регистрации, контроля параметров режима и состояния оборудования. Интеграция АСУТП с АИИС КУ осуществляется на основе двухстороннего обмена данными между системами. Интеграция обеспечивает: 1. В АСУТП получение данных коммерческого учета электроэнергии для расчета баланса энергии с 3-х минутным интервалом и контроль состояния технических и программных средств АИИС КУ. 2. В АИИС КУ получение данных о состоянии объекта измерения (положение коммутационной аппаратуры) и параметров технического учета электроэнергии в целях достоверизации измерений АИИС КУ и повышении надежности ее функционирования. Обмен вышеуказанной информацией осуществляется на базе протоколов МЭК Х и DNP Информационная поддержка и контроль систем РЗА, ПА, других систем управления и регулирования Состав задач данного класса сильно зависит от технологического уровня используемых устройств и систем. С учетом текущего состояния парка устройств и систем данного вида в состав функций по интеграции должны входить: Фиксация, регистрация (запись) действий устройств РЗА и ПА, формирование и передача сигналов об их срабатывании. Анализ правильности действий РЗА и ПА на основе информации об их характеристиках, параметрах (уставках), параметрах возмущений и/или аварийных процессов. Периодический контроль исправности устройств и/или сбор данных о результатах диагностики, регистрация (запись) результатов. Обеспечение дистанционного изменения характеристик и параметров (уставок) устройств и систем. Автоматическая адаптация (автоматическая настройка) характеристик и параметров (уставок) устройств и систем по результатам анализа текущего и/или планируемого режима работы оборудования. Осуществление общеподстанционных блокировок, автоматического послеаварийного восстановления, функций УРОВ. 26

Требования фск к асу тп