СТО 70238424.29.240.01.007-201. Законом от 27 декабря 2002 г. 184фз О техническом регулировании
 Скачать 0.52 Mb.
|
|
7 СТО 70238424.29.240.01.007-2011 5.1.6 Решение задач автоматизации оперативно-диспетчерского, оперативно-технологического и производственно-технического управления в ЭСК ЕНЭС и PC должно базироваться на использовании системы специализированных информационных моделей электрических сетей, базирующихся на общей информационной модели (CIM) в соответствии с рекомендациями международной электротехнической комиссии, а также принятой системы классификации и кодирования объектов электросетевого комплекса ЕНЭС и PC. 5.1.7 Состав объектов и субъектов управления, участвующих в процессах автоматизации на каждом уровне иерархии управления в ЭСК, определяют исходя из действующей организационно-функциональной модели технологического управления. 5.2 Общие требования к автоматизации технологического управления 5.2.1 На основе комплексной автоматизации оперативно диспетчерского, оперативно-технологического и производственно технического управления в ЭСК необходимо обеспечить: - повышение надежности работы электрических сетей; - снижение затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание электрических сетей; - снижение потерь электроэнергии при ее передаче и распределении по сетям; - оптимизация затрат на развитие электрических сетей; - нормированные характеристики качества электроэнергии у потребителей; - получение всеми заинтересованными субъектами рынка электроэнергии достоверной текущей и ретроспективной технологической информации о режимах работы и состоянии электросетевых объектов, в соответствии с требованиями действующих НТД. 5.2.2 Комплексную автоматизацию процессов технологического управления в ЕНЭС и PC осуществляют путем создания на всех уровнях иерархии в ЭСК автоматизированных систем управления (АСУ), которые должны обеспечить: - согласованность основных решений по структуре, функциям и характеристикам базовых технических и программных средств для создания АСУ на различных уровнях управления при допустимой множественности конкретных технических решений по их реализации; - рациональную этапность создания и развития систем технологического управления, отвечающую техническим условиям и экономическим возможностям ЭСК; - приоритетность создания систем (подсистем), решающих задачи оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления электрическими сетями в ЭСК. 8 5.2.3 Методология разработки АСУ электрических сетей, а также общие технические требования к системам и базовым программно техническим комплексам, используемым для их создания, должны определяться действующими в ЕНЭС и PC концепциями автоматизации и информатизации в ЭСК, с учетом СТО 70238424.17.220.20.005-2011, СТО 70238424.17.220.20.007-2009, СТО 70238424.27.100.010-2011, СТО 70238424.27.140.010-2010 и СТО 70238424.17.220.20.003-2011. 5.2.4 На каждом уровне иерархии ЭСК в создаваемой АСУ должны быть реализованы определенные наборы операционных и неоперационных функций оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления электрическими сетями. 5.2.4.1 Типовой состав комплексов функциональных задач, связанных с выполнением операционных функций на каждом уровне иерархии в ЭСК должен включать следующие наборы задач: - мониторинг (контроль) и регистрация текущих значений параметров режима, топологии схемы, состояния оборудования электрических сетей, технологических событий; - сбор, обработка и представление технологической информации о контролируемых объектах сети оперативно-диспетчерскому персоналу с помощью различных средств отображения данных; - хранение информации, организация соответствующих баз данных и информационных хранилищ; - передача определенного объема оперативной информации (телеинформации) на вышестоящие уровни иерархии управления, а также в смежные системы управления; - анализ параметров режима, топологии сети и состояния оборудования, осуществляемый в темпе процесса (on-line); - управление производством оперативных переключений в сети, включая дистанционное и телеуправление оборудованием ПС (в общем случае: коммутационными аппаратами, устройствами РПН трансформаторов и автотрансформаторов, параметрами настройки срабатывания микропроцессорных устройств РЗА). 5.2.4.2 На уровнях предприятий электрических сетей (ПЭС) и центров управления сетями (ЦУС) реализуется, как правило, следующий типовой набор функциональных задач, связанных с выполнением неоперационных функций (процедур информационно-аналитической деятельности персонала): - расчеты потерь электроэнергии в сетях с целью анализа и разработки мероприятий по их минимизации; - расчеты пропускной способности электрических сетей с целью выявление «узких сечений» и анализа возможностей повышения пропускной способности сетей; - расчеты баланса электроэнергии по сетям и прогнозирования нагрузок; - расчеты, связанные с анализом текущих и ретроспективных режимов работы сети по реактивной мощности и напряжению; 9 СТО 70238424.29.240.01.007-2011 - расчеты токов короткого замыкания; - расчеты параметров настройки срабатывания устройств РЗА и ПА; - анализ данных контроля качества электрической энергии с целью разработки мероприятий по обеспечению требуемых показателей качества электроэнергии и др. 5.2.4.3 На уровнях ПЭС и ЦУС реализуются также комплексы функциональных задач, связанных с выполнением неоперационных функций производственно-технического управления ЭСК, с целью поддержки деятельности служб сетевых компаний, типовой состав которых включает следующие комплексы задач: - анализ состояния основного электрооборудования; - планирование ремонтов оборудования сети; - перспективное планирование развития сети; - формирование и ведение заявок на проведение работ по ремонту и эксплуатационному обслуживанию электрических сетей; контроль выполнения работ; - ретроспективный анализ данных регистрации аномальных (в том числе аварийных) событий и процессов и др. При выполнении неоперационных функций планирования ремонтов электросетевого оборудования, а также формирования и ведения заявок на проведение работ по ремонту и эксплуатационному обслуживанию электрических сетей, должна предусматриваться передача соответствующей технологической информации в программно-аппаратные комплексы (ПАК) СО, поэтому ПАК СО и ПАК, устанавливаемые в ПЭС и ЦУС, должны быть согласованы по интерфейсам и способам обмена указанной информацией. 5.2.4.4 Конкретные требования по выбору состава функциональных задач, связанных с выполнением операционных и неоперационных функций оперативно-диспетчерского, оперативно-технологического и производственно-технического управления на каждом уровне иерархии ЭСК должны регламентироваться самостоятельными корпоративными нормативно-техническими документами соответствующих сетевых компаний. 6 Назначение и классификация автоматизированные системы управления технологическими процессами в электросетевом комплексе 6.1 Автоматизированные системы управления, создаваемые в ЭСК, в соответствии с требованиями ГОСТ 24.104, ГОСТ 24.703, ГОСТ 34.601 и ГОСТ 24.702 предназначены обеспечивать соответствующей сетевой компании повышение эффективности бизнес - процессов, в части: - выполнения в полном объеме договорных обязательств перед субъектами рынка электроэнергии (мощности) при обеспечении стандартных показателей качества электроэнергии в точках поставки; 10 - обеспечения оптимальных плановых режимов функционирования электрической сети с соблюдением технических норм и заданных технологических ограничений; - недопущения технологических нарушений режима работы контролируемых объектов и устранение их в минимально возможные сроки при возникновении; - организации процессов оперативного управления, эксплуатации и технического обслуживания электросетевых объектов с соблюдением установленных технических и технологических правил, норм и регламентов; - планирования и осуществления развития подведомственных электрических сетей с учетом достижений мировой и отечественной науки техники и технологий. 6.2 АСУ создают на разных уровнях иерархии управления в электросетевом комплексе, а именно: - на ПС различных классов напряжений от 6 до 750 кВ (в том числе распределительных пунктах, трансформаторных подстанциях); - в диспетчерских пунктах района распределительных электрических сетей (ДПРЭС); - в диспетчерских пунктах предприятий распределительных электрических сетей (ДП ПЭС); - в центрах управления сетями (ЦУС) региональных сетевых компаний (РСК); - в ЦУС из состава федеральной сетевой компании (в магистральных электрических сетях (МЭС)). 6.3 При создании АСУ на уровнях ДП ПЭС и ЦУС сетевых компаний в их иерархической структуре необходимо учитывать региональные узлы связи (РУС). Телеинформация с объектов ЭСК должна передаваться напрямую в диспетчерские центры СО через РУС в требуемом объеме без промежуточной обработки в ЦППС или в ОИК. 6.4 Классы и виды АСУ ТП, создаваемых на каждом из перечисленных уровней иерархии управления в ЭСК, определяются спецификой контролируемых и управляемых технологических процессов, характерных для данного уровня, и соответствующим этой специфике набором функций, который должен выполняться персоналом электросетевых объектов и/или организаций и для автоматизации которого предназначена создаваемая система управления. 6.5 Уровень подстанций 6.5.1 На ПС ЕНЭС с классами высшего напряжения от 330 до 750 кВ АСУ ТП создают: - при строительстве ПС, - при комплексном техническом перевооружении и реконструкции ПС, - при комплексной реконструкции распределительного устройства (РУ) одного уровня напряжения (например, при строительстве новой ЛЭП) на ПС, 11 СТО 70238424.29.240.01.007-2011 - в рамках программ повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС действующих ПС. Во всех этих случаях создаваемые полномасштабные АСУ ТП (п.5.4.1) предназначены для решения ряда задач оперативного контроля и управления, регистрации и анализа нормальных и аварийных событий и процессов, мониторинга состояния оборудования и т.д., а также должны обеспечивать передачу технологической информации (оперативной и неоперативной) в центры управления электрическими сетями и энергосистемами. 6.5.2 На строящихся и комплексно-реконструируемых подстанциях ЭС 220 кВ (и отдельных ПС 110, 35 кВ) ЕНЭС, как правило, создают АСУ ТП, реализующие определенный набор функций контроля и автоматизированного управления оборудованием электрической сети, определяемый назначением ПС в ЭСК (магистральная, питающе-распределительная, распределительная) техническим и технико-экономическим обоснованием создания АСУ ТП. 6.5.3 На существующих и частично реконструируемых ПС ЭС класса напряжения 220 кВ (и отдельных ПС 110 и/или 35 кВ) ЕНЭС, полномасштабную АСУ ТП, как правило, не создают. В данном случае целесообразно осуществить модернизацию и расширение (при необходимости) объектных систем сбора и передачи информации - ССПИ, обеспечивающих диспетчерские центры и ЦУС необходимым объемом оперативной информации о режиме и состоянии оборудования и систем ПС и сети, а также о различных технологических событиях. ССПИ на таких объектах целесообразно дополнять автономными или интегрируемыми подсистемами: - АИИСКУЭ; - регистрации аварийных процессов и событий (РАС); - мониторинга состояния первичного оборудования. Доступ к информационным ресурсам данных подсистем целесообразно обеспечивать через АРМ персонала, устанавливаемых на ПС, или с помощью удаленного доступа с АРМ, размещаемого в производственных подразделениях РЭС, ПЭС, ЦУС. 6.5.4 На строящихся и реконструируемых ПС PC всех классов напряжений создают (модернизируют) объектные средства ССПИ, обеспечивающие сбор и передачу определенного объема телеинформации в соответствующие РЭС, ПЭС, ЦУС РСК (по принадлежности). На действующих ПС PC, как правило, выполняют модернизацию объектных средств ССПИ в соответствии с требованиями, определяющими объемы информации, передаваемые с объектов на верхний уровень управления. 6.6 Уровень РЭС 6.6.1 В районах электрических сетей (РЭС) - обособленных структурных подразделениях предприятий электрических сетей (ПЭС), входящих в состав РСК, как правило, создаются двух уровневые АСУ ТП. Объектами оперативно-технологического контроля и управления ЭС в РЭС 12 является оборудование электроустановок напряжением от 6 кВ и выше (в том числе ПС, РУ, переключательных, трансформаторных пунктов) эксплуатируемых без постоянного присутствия на них оперативного персонала. Для ПТК АСУ ТП РЭС целесообразно использовать следующую архитектуру: - на нижнем уровне - на подстанциях (РП, ПП, ТП) реализуются ПТК объектных ССПИ, обеспечивающие сбор и передачу телеинформации в ДП РЭС, а также реализацию управляющих команд с ДП РЭС; - на верхнем уровне - в ДП РЭС, размещаемом, как правило, на ремонтно-производственной базе (РПБ), либо в ремонтно-эксплуатационном пункте (РЭП), либо при одной из районных подстанций 35-110 кВ, - реализуются подсистемы АСУ ТП, осуществляющие прием, обработку полученной по каналам телемеханики телеинформации и отображение данных на АРМ оперативного персонала, щите управления и обеспечивающие возможность (по требованию заказчика) телеуправления коммутационными аппаратами подчиненных объектов. 6.7 Уровень предприятий электрических сетей 6.7.1 В технологические процессы предприятий ЭС (ПЭС) включают эксплуатационное обслуживание, оперативно-технологическое управление ПС разных классов напряжения, начиная от 35 кВ и выше. Для предприятий, в операционную зону которых входят объекты, находящиеся в диспетчерском управлении (ведении) ДД СО, кроме указанных выше, еще и оперативно-диспетчерское управление соответствующими объектами. Для всех указанных предприятий создают АСУ, на основе иерархически автоматизированных систем диспетчерско- технологического управления (АСДТУ). 6.7.2 АСДТУ ПЭС и ПМЭС строят как систему с иерархической архитектурой, включающей (в общем случае): - на подстанциях - ПТК объектных ССПИ, обеспечивающих сбор и передачу телеинформации в ДП ПЭС, а на некоторых подстанциях (см. п. 6.4) - АСУ ТП (в составе которых обязательно включают подсистемы, обеспечивающие выполнение всех функций ССПИ), являющихся системами нижнего уровня; - на верхнем уровне (в ДП ПЭС) - следующие подсистемы АСДТУ: а) ССПИ верхнего уровня (прием-передача телеметрической информации, реализуемой на базе центральной приемо-передающей станции - ЦППС телемеханики); б) оперативно-информационный - ОИК или оперативный информационно-управляющий комплекс - ОИУК (обеспечивающий возможность реализации, включая функций телеуправления оборудованием контролируемых объектов энергетики); в) автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала ПЭС; г) система отображения и управления диспетчерским щитом (ДЩ); 13 СТО 70238424.29.240.01.007-2011 д) комплексы различных технологических задач (используемые в случае необходимости). 6.7.3 В случае вхождения в организационную структуру ПЭС групп объектов ЭС классов напряжения от 6 кВ и выше, объединенных в отдельные районы ЭС - РЭС, для которых создают АСУ ТП РЭС (см. 6.6.1), АСУ ТП РЭС включают в иерархическую структуру АСДТУ ПЭС в качестве подсистем нижнего уровня - источников телеинформации о режиме и состоянии ЭС. 6.7.4 В общем случае средствами ОИК или ОИУК, устанавливаемых в ДП ПЭС, реализуют следующие функциональные подсистемы АСДТУ: - подсистемы, обеспечивающие участие ДП ПЭС в оперативно диспетчерском и оперативно-технологическом управлении процессами функционирования электрических сетей; - подсистемы диспетчерско-технологического управления процессами эксплуатации и ремонтов электрических сетей. 6.8 Уровень центров управления сетями (ЦУС, ДП сетевых компаний) 6.8.1 Для ЦУС, создаваемых в ФСК ЕЭС (ЦУС ФСК) и в региональных сетевых компаниях (ЦУС РСК), как и для предприятий ЭС (см. и. 6.6), характерны технологические процессы, для управления которыми создают АСУ ТП, относимые к классу автоматизированных систем диспетчерско-технологического управления - АСДТУ электрическими сетями. 6.8.2 АСДТУ электрическими сетями, относящимися к зоне обслуживания и операционной зоне ЦУС, создают как систему с иерархической архитектурой, включающей в качестве подсистем следующие системы: 6.8.2.1 На ПС ЕНЭС и PC, входящих в зоны ЦУС ФСК и ЦУС РСК, создают АСУ ТП или объектные ССПИ, описанные в п. 6.4 и являющиеся системами (подсистемами) нижнего уровня АСДТУ, обеспечивающие сбор и передачу в ЦУС технологической информации необходимого объема, а также прием и выполнение переданных из ЦУС (и/или ДЦ) команд непосредственного телеуправления оборудованием ПС (в согласованных объемах). 6.8.2.2 В самих ЦУС реализуют следующие подсистемы АСДТУ: - подсистемы, обеспечивающие участие ЦУС в оперативно диспетчерском и оперативно-технологическом управлении процессами функционирования электрических сетей, в том числе: а) подсистемы оперативного контроля и отображения режимов и состояния схемы и оборудования основной электрической сети; б) подсистемы управления оперативными переключениями в электрических сетях (включая телеуправление оборудованием ПС из ЦУС); в) подсистемы информационно-технологической поддержки диспетчерского персонала ЦУС, обеспечивающие возможность доступа к информации, включая событийную и обобщенную информацию, данные от 14 подсистем регистрации аварийных событий и процессов в составе АСУ Ш подстанций; г) подсистема диспетчерского тренажера для подготовки и обучения оперативно-диспетчерского персонала ЦУС и ПС; - подсистемы диспетчерско-технологического управления процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания электрических сетей, в том числе: а) подсистемы контроля состояния оборудования электрических сетей и диспетчерского ведения заявок на работы по ремонту и эксплуатационному обслуживанию сетей; б) подсистемы контроля допуска бригад к выполнению работ на сетевом оборудовании и количества работающих бригад; диспетчеризации планируемых и выполняемых работ по ремонту и эксплуатационному обслуживанию оборудования электрических сетей; - подсистемы поддержки информационно-аналитической деятельности персонала ЦУС и других подразделений сетевой компании, обеспечивающие поддержку выполнения неоперационных функций (расчеты потерь электроэнергии в сетях, оценка загрузки оборудования и линий с целью выявление «узких сечений» и анализа возможностей повышения пропускной способности сетей). 6.9 В состав подсистем АСДТУ, реализуемых на уровнях предприятий электрических сетей и центров управления сетями, включают следующие подсистемы: 6.9.1 Подсистемы обмена технологической информацией с автоматизированной системой (АС) СО - с программно-техническими средствами АСДУ подразделений Системного оператора, в соответствии с оперативным и диспетчерским управлением и ведением объектами сети. Подсистемы должны обеспечивать: - взаимный обмен оперативно-диспетчерской информацией о текущих режимных параметрах, состоянии схемы сети и оборудования; - передачу в АС СО данных регистрации аварийных событий и процессов, в том числе данных осциллографирования; - передачу в АС СО производственно-технической информации (оперативные сводки о состоянии оборудования энергосистемы; передача и согласование заявок на проведение работ по ремонтам, техническому обслуживанию и реконструкции оборудования электрических сетей; данные о текущем состоянии сетевых объектов и ход выполнения работ по заявкам); - передачу в АС СО с необходимой периодичностью актуализированных расчетных схем для осуществления функций расчета диспетчерского графика. 6.9.2 Подсистемы информационного обмена с ДП вышестоящих уровней сетевой компании, для решения задач АСДТУ соответствующего уровня должны обеспечивать передачу (доступ к): 15 |