Embed Size (px)
Citation preview
Технические требования
для аттестации АСУ ТП
Михасенко А.Г. –эксперт Дирекции по управлению проектами
Оборудование и системы АСУТП, допущенные к
применению на объектах ОАО «ФСК ЕЭС»
Производитель/разработчик Наименование системы
ЗАО «Системы связи и
телемеханики», г. Санкт-ПетербургКомплекс устройств телемеханики «ТЕЛЕКАНАЛ»
Компания «Mikronika», Польша/
ЗАО «Новинтех», РоссияПТК АСУТП «SYNDIS SO-5»
ЗАО «РТ Софт», г.МоскваПрограммно-технический комплекс АСУ ТП подстанции
«SMART-SPRECON»
Компания «AREVA T&D»,Германия/
ЗАО «АРЕВА Передача и Распределение»ПТК АСУ ТП ПС «PACiS»
Компания «SELTA», Италия/
ЗАО «Новинтех», РоссияТелемеханический комплекс «SELTA STCE/SA»
Концерн «PSI AG», Германия/
ЗАО «Новинтех», РоссияПрограммно-технический комплекс «PSI Сontrol»
ЗАО «НТЦ РИССА», г. МоскваИнформационно-управляющий комплекс
«Распределенные ТелеСистемы»
ООО «Энергопромавтоматизация»,
г. Санкт-Петербург
Программно-технический комплекс АСУ ТП подстанции
ПТК NPT EXPERT
ЗАО «ЭлеСи», г. Томск Программно-технический комплекс ССПИ «АСТ 1150»
… и еще 17 строк
Оборудование и системы АСУ ТП, проходящие
аттестацию в ООО «НТЦ ФСК ЕЭС»
Заявитель/поставщик-производитель Наименование системы
Компания «Mikronika», Польша/ООО «НПП «Микроника», Россия ПТК для ЦУС «Syndis RV»
ООО «НТЦ «ГОСАН», г.Москва ПТК «Черный ящик»
ООО «Децима», г. Москва Система телемеханическая «КП КОТМИ»
Компания «GE Digital Energy», Испания/ООО «ДжиИ Рус», Россия
АСУТП электроподстанций «ДжиИ Пауэр (GE Power)», изготавливаемой компанией «GE Digital Energy» (поставщик - «GE Power Management S.A.», торговая марка «GE Digital Energy», Испания)
ЗАО «РТ Софт», г.МоскваСистема сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) «SMART-SERVER»
Компания «General Electric» (Великобритания)/ООО «Джи И РУС», Россия
ПО АСТУ «PowerOnFusion»
Компания «General ElectricВеликобритания/ООО «ДжиИ Рус», Россия
ПТУ интегрированной системы управления подстанцией (iSCS)
ООО «Систел Автоматизация», г.Москва Программный комплекс «Telvent DMS/OMS»
ЗАО «РТ Софт», г.Москва Защищенный сервер «PS-01»
ЗАО «Монитор Электрик», г.ПятигорскПрограммы для ЭВМ для центров управления сетями (ОИК «СК-2007С», оперативный электронный журнал «ёЖ-2», режимный тренажер диспетчера «Финист», CK-Proxy, «Event Notifier»).
Оборудование и системы АСУТП, включенные в
план аттестации в ООО «НТЦ ФСК ЕЭС» на 12 год
Заявитель/поставщик-производитель Наименование системы
ООО «АББ Силовые и Автоматизированные системы»
ПТК «MicroSCADA Pro»
ООО «НПП ЭКРА»(г.Чебоксары) Программно-технический комплекс «ЭКРА»
Компания «TREI GmbH»(Германия)/ООО «ТРЭИ ГмбХ» (г.Пенза)
ПТК «TREI»
ЗАО «Модульные Системы Торнадо», (г.Новосибирск)
Комплекс телемеханики «Торнадо-ТМ»
Нормативные документы по АСУТП (СТО)
Дата введения
Номер РД Название
30.04.0856947007-
25.040.40.012-
2008
Типовая программа приемо-сдаточных испытаний АСУ ТП
законченных строительством подстанций ОАО «ФСК ЕЭС»
25.06.0956947007-
29.240.034-2009
РУ по выбору объемов телеинформации при проектировании систем
технологического управления ЭС
28.09.0956947007-
29.240.036-2009
РУ по выбору объемов неоперативной технологической
информации, передаваемой с подстанций ЕНЭС в центры
управления электрическими сетями, а также между центрами
управления
03/05/1156947007-
29.130.01.092-
2011
Выбор видов и объемов телеинформации при проектировании
систем сбора и передачи информации подстанций ЕНЭС для целей
диспетчерского и технологического управления
22/09/1156947007-
25.040.70.101-
2011
Правила оформления нормальных схем электрических соединений
подстанций и графического отображения информации посредством
ПТК и АСУ ТП
30/11/11 56947007-
25.040.40.112-
2011
Типовая программа и методика испытаний программно-технического
комплекса автоматизированной системы управления технологическими
процессами (ПТК АСУ ТП) и микропроцессорного комплекса системы сбора и
передачи информации (МПК ССПИ) подстанций в режиме повышенной
информационной нагрузки «шторм»
СТО 56947007-25.040.40.012-2008
Типовая программа приемо-сдаточных испытаний АСУ ТП законченных строительством
подстанций ОАО «ФСК ЕЭС»
Испытания - экспериментальное определение количественных и (или) качественных характеристик
свойств объекта испытаний как результата воздействия на него, при его функционировании, при
моделировании объекта и (или) воздействий.
Одним из признаков испытаний является задание определенных условий испытаний (реальных или
моделируемых), под которыми понимается совокупность воздействий на объект и режимов
функционирования объекта. Определение характеристик объекта при испытаниях может производиться
как при функционировании объекта, так и при отсутствии функционирования, при наличии воздействий, до
или после их приложения (по ГОСТ 16504-81).
В настоящей Типовой программе рассматривается один из видов испытаний АСУ ТП, предусмотренных
существующими стандартами - приемо-сдаточные испытания АСУ ТП законченных строительством
объектов.
1. Цели испытаний
2. Условия предъявления АСУ ТП для проведения испытаний
3. Общие требования к условиям проведения испытаний
4. Основные показатели, характеристики и точность измерений
5. Виды испытаний, предшествующих ПСИ
6. Состав предъявляемой документации
7. Проверка функций АСУ ТП
8. Контроль АСУ ТП на соответствие проектным решениям и рабочей документации
9. Отчетность (Протокол испытаний)
10. Завершение ПСИ (Акт ввода в промышленную эксплуатацию)
ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Дата введения: 30.04.2008
РАЗРАБОТАН: ОАО «ФСК ЕЭС»
СТО 56947007-25.040.40.036-2009
Руководящие указание по выбору объемов неоперативной технологической информации,
передаваемой с подстанций ЕНЭС в ЦУС, а также между ЦУСКо времени и другим условиям еѐ доставки пользователям не предъявляются «жесткие» нормативные
требования, в отличии от оперативной.
Настоящие Руководящие указания совместно с СТО 56947007-29.240.034-2009 заменяют действующие
«Руководящие указания по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации
в энергосистемах в части выбора общего объема передаваемой от подстанций ЕНЭС технологической
информации.
Состав информации, регламентируемый настоящими Руководящими указаниями, должен обеспечивать
решение задач ОАО «ФСК ЕЭС» по оперативно-технологическому и производственно-техническому управлению
процессами эксплуатации и ремонтов электрических сетей ЕНЭС.
Регламентируются следующие виды данных, передаваемых в центры управления от объектных средств сбора и
передачи информации и АСУТП и необходимых для решения задач технологического управления электрическими
сетями:
• текущая информация о режимах работы и состоянии объектов ЕНЭС;
• данные, характеризующие состояние основного оборудования объектов, получаемые от подстанционных
средств и подсистем мониторинга;
• данные регистрации аварийных событий и процессов (РАС), получаемые в том числе от микропроцессорных
устройств релейной защиты и автоматики (РЗА) и противоаварийного управления (ПА);
• данные определения места повреждения (ОМП) на линиях электропередачи;
• данные от подстанционных подсистем контроля качества электроэнергии;
• данные о состоянии инженерных и вспомогательных систем подстанции.
С целью разработки требований к объемам неоперативной технологической информации, необходимой для
эффективного управления электрическими сетями ЕНЭС, проведен анализ функций персонала подразделений
ФСК (МЭС, ЦУС, ПМЭС), а также задач подсистем автоматизированной системы технологического управления –
АСТУ.
ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Дата введения: 28.09.2009
РАЗРАБОТАН: ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ»
СТО 56947007-25.040.40.036-2009 (продолжение)
Оценка объема данных осуществлена на основе оборудования подстанции
500 кВ «Вешкайма» МЭС Волги:
Группа источников информацииКоличество
сигналовОбъем информации
Динамически обновляемая информация
Неоперативная телеинформация 31 124
Система мониторинга и диагностики силового оборудования 911 3644
Система контроля качества э/энергии 648 2592
Итого по динамической информации 1 590 6 360
Спорадически обновляемая информация
Система определения места повреждения ЛЭП 611 2 808
Система сигнализации о состоянии инженерных и вспомогательных
систем подстанции334 1 376
Система анализа аварийных процессов – уставки и события 6 775 27 100
Система анализа аварийных процессов –
осциллограммы (типовой объем)20 осциллограмм 7 680 000
Итого по спорадической информации:7 720 сигналов,
20 осциллограмм 7 711 284
СТО 56947007-29.130.01.092-2011
Выбор видов и объемов телеинформации при проектировании систем сбора и передачи
информации подстанций ЕНЭС для целей диспетчерского и технологического управления
В настоящем стандарте приведены общие требования к составу телеинформации объектов ЕНЭС, участвующей в информационном
обмене объектов ЕНЭС с центрами управления электрическими сетями сетевых организаций и диспетчерскими центрами ОАО «СО
ЕЭС».
Настоящий Стандарт ориентирован на расширенный объем телеинформации о параметрах режима, состоянии схемы соединений и
оборудования ПС. Состав телеинформации должен обеспечивать наблюдаемость контролируемой электрической сети в объеме,
определяемом конкретными задачами оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления, а также
соответствовать «Положению об информационном взаимодействии между ОАО «СО ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС» в сфере обмена
технологической информацией».
В них учтена изменившаяся структура целевой организационно-функциональной модели оперативно-диспетчерского управления
ЕЭС России, в частности требования регламентируют потоки телеинформации, которые должны обеспечиваться в новых условиях для
функционирования филиалов ОАО «СО ЕЭС» (РДУ, ОДУ) и ЦУС филиалов ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС, а также в РСК.
Настоящий Стандарт должен использоваться при проектировании и разработке комплексов программно-технических средств (ПТК)
систем сбора и передачи информации (ССПИ) в энергетических системах и объединениях, а также приемке в эксплуатацию вновь
разработанных и модернизированных ПТК ССПИ.
Действие Стандарта распространяется на сооружаемые, расширяемые, реконструируемые и технически перевооружаемые
подстанции ЕНЭС, а также функционирующие подстанции ЕНЭС, на которых предусматривается модернизация и расширение
существующих средств и систем телемеханики и связи. При этом требования к объемам телеинформации, передаваемой в центры
управления, регламентируются с учетом специфики группы подстанций (три группы).
Средства ССПИ, установленные на подстанциях ЕНЭС и используемые при сборе и передаче телеинформации, должны
вырабатывать три основных типа сигналов:
• сигналы событий и тревоги (телесигнализация изменения состояния коммутационных аппаратов и устройств, аварийно-
предупредительная телесигнализация) – ТС, в том числе АПТС;
• сигналы телеизмерений текущих значений параметров, характеризующих режим электрической сети и состояние сетевого
оборудования – ТИ;
• сигналы телеуправления коммутационными аппаратами и другими устройствами подстанции - ТУ.
ВВЕДЕН ВЗАМЕН СТО 56947007-29.240.034-2009
Дата введения: 03.05.2011
РАЗРАБОТАН: ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ»
СТО 56947007-29.130.01.092-2011 (продолжение)
Краткая характеристика ПС:
- 5 заходов ВЛ 220 кВ, на каждой ВЛ однофазный ТН;
- 9 заходов ВЛ 110 кВ, на 2-х ВЛ однофазные ТН;
- 3 захода ВЛ 35 кВ;
- 13 отходящих фидеров 10 кВ;
- 2 АТ 220/110/10 кВ;
- 2 ТР 110/35/10 кВ;
- обходные выключатели 220 и 110 кВ;
- СВ 220, 35, 10 кВ;
- ШСВ 110 кВ;
- 6 ТСН 10/0,4 кВ.
Пример ориентировочного расчета количества ТИ, ТС, ТУ для ПС 220/110/35/10 кВ «Плесецк».
РДУЦУС
МЭС
ЦУС
РСК
РУ
1991г.
ТИ: 169 231 179 65
ТС: 294 532 366 24
ТУ: - 6 -
СТО 56947007-25.040.70.101-2011
Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и графического
отображения информации посредством ПТК и АСУТПНастоящий Стандарт организации устанавливает единые требования:
• к графическому исполнению нормальных схем электрических соединений ПС ОАО «ФСК ЕЭС» на бумажном носителе;
• к графическому отображению информации на средствах индивидуального и коллективного пользования в составе ПТК ГЦУС (ЦУС),
АСУ ТП (ССПИ) ПС.
Содержание
1 Общие положения
1.1 Список применяемых сокращений.
1.2 Термины и определения, используемые в разделе 2.
1.3 Термины и определения, используемые в разделе 3.
2 Порядок оформления нормальных схем ПС
2.1 Требования к изображению нормальных схем ПС
2.2 Требования к графическому редактору, размерам и штампу нормальных схем ПС
2.3 Требования к нанесению надписей у элементов нормальных и оперативных схем ПС
2.4 Принцип построения наносимых на нормальную схему ПС диспетчерских наименований ЛЭП
3 Единые требования к графическому отображению информации на средствах индивидуального и коллективного пользования ПТК
ГЦУС (ЦУС), АСУ ТП ПС
3.1 Основные принципы отображения информации
3.2 Типовой состав предоставляемых заказчиком материалов для разработки системы графического отображения информации на
средствах индивидуального и коллективного пользования ЦУС
3.3 Требования к системе графического отображения информации на средствах индивидуального и коллективного пользования
3.4 Отображение объектов и их свойств
3.5 Сигнализация об отклонении параметров электрических режимов от номинальных значений.
В приложениях Б и В настоящего стандарта приведены примеры изображения нормальных схем электрических соединений для
условных ПС 220 кВ Газовая и ПС 750 кВ Владимирская.
Пример изображения в АРМ мнемосхемы главной схемы ПС, выполненный в соответствии с требованиями настоящего Стандарта,
представлен в приложении Г.
ВВЕДЕН ВЗАМЕН СТО 56947007-29.240.10.035-2009
Дата введения: 22.09.2011
РАЗРАБОТАН: Службой оперативно-технологического управления ОАО «ФСК ЕЭС»
СТО 56947007-25.040.40.112-2011
Типовая программа и методика испытаний программно-технического комплекса
автоматизированной системы управления технологическими процессами (ПТК АСУ ТП) и
микропроцессорного комплекса системы сбора и передачи информации (МПК ССПИ) подстанций в
режиме повышенной информационной нагрузки «ШТОРМ»Настоящая методика устанавливает объемы и методы проверок аппаратуры и программного обеспечения ПТК АСУТП и МПК ССПИ
в режиме повышенной информационной нагрузки - «шторм». Штормовые испытания ПТК АСУ ТП и МПК ССПИ – испытания в режиме
повышенной информационной нагрузки, характерной для аварийных режимов работы подстанции.
Испытания ПТК АСУ ТП и МПК ССПИ при повышенной информационной нагрузке должны производиться в двух режимах:
1. Информационный всплеск. Характеризуется возникновением короткого замыкания на любом из присоединений подстанции, его
неуспешного отключения, срабатывания УРОВ и последовательным отключением выключателей различных присоединений и
погашением распределительного устройства и/или подстанции целиком. В результате аварии должно происходить отключение не
менее половины выключателей моделируемой подстанции (500, 220, 110, 10 кВ) и срабатывание не менее половины терминалов
МПРЗА, установленных на стенде.
2. Длительный «штормовой» режим. Характеризуется интенсивным потоком дискретных и аналоговых событий (выход аналоговых
сигналов за пределы апертур) и предназначен для проверки производительности системы и отсутствия потерь при передаче
данных.
3. Общие требования к проведению испытаний
4. Общие требования к структуре, составу оборудования и настройкам ПТК• Требования к структуре ПТК АСУТП/МПК ССПИ;
• Требования к логической обработке информации;
• Требования к проверке обмена информацией со смежными системами и с верхними уровнями диспетчерского и технологического
управления.
5. Методика проверки характеристик ПТК
• проверка реализации стандарта МЭК 61850 (от настройки устройств нижнего уровня зависит производительность комплекса в целом)
• проверка реализации SCL (должен быть предоставлен SCD-файл – описание модели подстанции в стандарте МЭК 61850 )
• проверка реализации протокола МЭК 61850-8-1 (производится подключение к устройствам нижнего уровня)
• проверка реализации протокола GOOSE (оценка устойчивости ПТК АСУ ТП к лавинообразному нарастанию потока GOOSE сообщений)
• проверка работы ПТК в режиме информационного всплеска (кз на ВЛ-500->срабатывание защит на откл -> отказ В 1СШ ВЛ1->УРОВ 500
1СШ с откл АТ со всех сторон->отказ В АТ 1 220кВ->…15 шагов)
• проверка работы ПТК в длительном штормовом режим (не менее 10 минут на устойчивость системы при многократном потоке событий )
ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ
Дата введения: 30.11.2011
Разработан: ООО «Энергопромавтоматизация»
СТО 56947007-25.040.40.112-2011 (продолжение)
5. Методика проверки характеристик ПТК (продолжение)
• проверка отсутствия потерь в передаче информации с помощью сухого контакта (устройства нижнего уровня соединяются с помощью
медных связей в кольцо, т.е. сигнал ТУ одного устройства заводится на вход ТС следующего в кольце устройства = бесконечный цикл)• проверка передачи информации в ССПТИ
• проверка передачи информации в ОИК
• проверка резервирования сети Ethernet
• проверка резервирования питания контроллеров нижнего уровня
• проверка резервирования серверов верхнего уровня АСУ ТП
• проверка резервирования контроллеров среднего уровня
• проверка отображения информации на АРМ
6. Программа штормовых испытаний ПТК АСУ ТП и ССПИ
Нормативные документы по АСУТП
Дата введения
Номер РД Технические требования
28/09/09 397рТехнические требования к АСУ ТП подстанций ЕНЭС в части исключения
несанкционированного вывода из работы оперативной блокировки в АСУ ТП
подстанций ЕНЭС.
17/11/09 480рТиповые рекомендации по конфигурации и приоритетности вывода на интерфейс
АСУ ТП оперативного персонала ПС данных от микропроцессорных устройств АСУ
ТП и РЗА.
29/03/10 165рРекомендации по применению матрицы сочетаемых технических решений
производителей оборудования РЗА, АСУ ТП, АИСКУЭ.
05/05/10 236р Порядок организации оперативной блокировки на подстанциях нового поколения.
31/05/10 293рРекомендации по применению основных структурных схем и требования к
организации АСУ ТП подстанций 110 - 750 кВ с учѐтом функциональной
достаточности и надежности.
24/06/10 366рТиповой перечень сигналов, поступающих от РЗА, ПА, АИИС КУЭ и инженерных
систем подстанции в АСУ ТП.
21/02/11 115р Требования к архивированию и хранению информации в АСУ ТП.
397р – ТТ по оперативной блокировке в АСУ ТП подстанций ЕНЭС
Технические требования к АСУ ТП подстанций ЕНЭС в части исключения несанкционированного вывода из работы
оперативной блокировки (ОБ).
Настоящие технические требования предназначены для типизации алгоритмов деблокирования ОБ на подстанциях ЕНЭС
с комплексами АСУ ТП и устанавливают требования к ПТК на этапах аттестации, конкурсного отбора, проектирования,
выполнения пусконаладочных работ и эксплуатации.
Логика ОБ должна быть организована средствами ПТК АСУ ТП в микропроцессорных терминалах, осуществляющих
управление коммутационными аппаратами. Вывод ОБ должен осуществляться отдельно по каждому коммутационному
аппарату.
Вывод ОБ должен осуществляться только на МП-терминалах управления коммутационными аппаратами. На АРМ ОП
такая функция предусматриваться не должна.
В АРМ ОП должна быть выполнена сигнализация вывода ОБ с МП-терминала управления КА, предусматривающая после
осуществления деблокирования:
• привлечение внимания ОП к соответствующему коммутационному аппарату (режим мигания, другой цвет, появление рамки
и т.д.);
• срабатывание звуковой сигнализации с необходимостью ее квитирования оперативным персоналом.
Факт вывода ОБ должен фиксироваться автоматически, средствами ПТК АСУ ТП в электронном журнале событий АСУ
ТП.
Шкафы микропроцессорных терминалов управления коммутационными аппаратами должны иметь функцию защиты от
несанкционированного деблокирования. В этих целях вывод из работы ОБ должен осуществляться одним из двух способов:
• с помощью съемного нетипового ключа;
• путем ввода пароля на лицевой панели микропроцессорного терминала управления коммутационными аппаратами.
480р – Типовые рекомендациипо конфигурации и приоритетности вывода на интерфейс АСУТП оперативного
персонала ПС данных от МП устройств АСУТП и РЗА
Типовые рекомендации по конфигурации и приоритетности вывода на АРМ оперативного персонала ПС данных от
микропроцессорных устройств АСУ ТП и РЗА следуют из задач оперативного персонала по исполнению функций
оперативного обслуживания.
В оперативное обслуживание подстанции входят несколько функциональных подпроцессов, в том числе:
• мониторинг режима работы;
• производство переключений;
• локализация технологических нарушений и восстановление режима работы оборудования.
Для локализации аварии необходим сбор информации о технологическом нарушении:
• об изменении состояния коммутационных аппаратов;
• о срабатывании защит отключившегося оборудования (ДФЗ, ДЗ и т.п.);
• о работе автоматики (АПВ, УРОВ и т.п.) и системной противоаварийной автоматики (АПНУ, АНКА - АВПА ит.п.);
• о состоянии оборудования и его технологических систем;
• показания измерительных и фиксирующих приборов.
Информация, выводимая на АРМ оперативного персонала АСУ ТП, должна быть разбита на отдельные группы:
• аварийные сигналы;
• сигналы предупредительные 1;
• сигналы предупредительные 2;
• сигналы оперативного состояния.
Все сигналы в указанных группах должны составлять ЖС - хронологическую ведомость изменения всех контролируемых
дискретных сигналов с метками времени и признаками принадлежности к группам сигналов, а из первых трѐх – в ЖТ,
который должен предоставлять следующие возможности:
• квитирование сигналов,
• отображение сигналов с обозначением признаков (группа сигнала, активный/неактивный, квитированный/
неквитированный),
• сохранение содержимого ЖТ в файл,
• вывод содержимого ЖТ на печать,
• фильтрация по заданному интервалу времени,
• фильтрация по принадлежности к группе.
165р – Рекомендации по применению матрицы
сочетаемых технических решений
Настоящие рекомендации должны применяться при проведении закупок оборудования для электросетевых объектов 110-
220-500 кВ при новом строительстве, комплексной реконструкции, а также замены морально и физически устаревшего
оборудования РЗА, АСУ ТП.
Интегрир
уемые
устройств
а
РЗА
ЭКРА
РЗА
Бреслер
РЗА АББ
РЗА
Siemens
РЗА GE
Multilin
РЗА
AREVA
МКПА,
УПАЭ
ПА
SiemensПА АББ
ETL, CP24
(АББ)
Smart-ПА
(РТСофт)
ПА ЕТ-8
Iskra
Sistemi
ОМП
ИМФ-3Р
РАС
ГОСАН
Rex 5xx Rex 670
ООО
«Сименс»
Sicam
PAS/
(SAS)
+ 103/ (850) 850 850 850 / Mod 850 + + +
ООО «АББ
Автоматиз
ация»
(MicroSCA
DA
PRO 9.2)
103 103 SPA 850 103/ 850 DNP/850 103/ 850 104 103 / 850 SPA/850Собст. /
101СТАРТ 104
Микроник
а SYNDIS
SO-5
103 103 103 850 850 + 104
GE (iSCS
D200, D25,
PowerLink)+ + 103 850 + + + + + +
ООО
"Энергопр
омавтомат
изация"
SCADA
NPT Expert
103 103
SpaBUS
(без
шлюза);
104 (через
шлюз АББ
СОM 610)
850 103, 850 104 103 104, 850 101 MOD
HTML
(CGI
запросы)
MOD,
Старт101
РТСофт
ПТК
SMART-
SPRECON
103 / (850) 103 103 103/850 103/ 850104/
850
103/
850104 850 101 MOD/104 Mod 104
ПТК
PACiS
(AREVA)
103 103 103/850 103/ 850 103/ 850 104/ 101 101
ПТК Selta
(STSE/SA,
SCADA
eXpert)
103 103 850 850
236р – Порядок организации ОБ на подстанциях нового поколения
Назначение данного документа – разработка требований к организации оперативной
блокировки вновь строящихся и реконструируемых ПС на основе положительного опыта.
1.ОБ, независимо от способа ее организации, является дополнительным средством,
препятствующим производству ошибочных операций.
2.Функции и общие принципы ОБ подробно описаны в ПТЭ.
3.ОБ должна быть полной, т.е. предусматривать блокирование всех неправильных операций,
которые могут быть произведены разъединителями.
4.Блокировка должна предусматривать блокирование всех неправильных операций со всех
предусмотренных мест управления (АРМ оперативного персонала, с контроллера
присоединения нижнего уровня, шкафа дистанционного управления в РУ, непосредственно
из шкафа привода аппарата, ручного управления рукояткой).
5.На ПС ЕНЭС нового поколения применяется программная (логическая) блокировка,
реализуемая в контроллерах присоединений в составе АСУ ТП с использованием
блокировочных элементов приводов (с соблюдением 17 условий);
6.Разрешено применение механической блокировки непосредственного действия в
заводском исполнении в КРУ;
7.Несмотря на многолетний опыт построения, электромагнитная блокировка на ПС ЕНЭС
нового поколения не применяется;
8.Применение механической замковой (электромеханической) блокировки на ПС ЕНЭС
нового поколения не допускается.
293р – Рекомендации по применению основных структурных схем и
требования к организации АСУ ТП подстанций 110 - 750 кВ с
учѐтом функциональной достаточности и надежности.
1. Задачи и функции АСУ ТП.1.1. Общие положения.
1.2. АСУ ТП должна выполнять следующие функции: технологические(14) и системные (7).
1.3. Требования к отдельным функциям АСУ ТП: требования к 5 функциям.
2. Основные принципы построения и структура АСУ ТП.2.1. Построение АСУ ТП ПС должно основываться на современных информационно-технологических принципах с использованием
современных программных и технических средств, выполненных на микропроцессорной элементной базе. Основным протоколом
обмена информацией между устройствами, входящими в АСУ ТП и МП РЗА подстанции должен быть IEC 61850-8.
2.2. АСУ ТП должна строиться как многоуровневая распределенная человеко-машинная система, работающая в реальном масштабе
времени.
2.3. Структурная схема АСУ ТП должна отображать основные решения по выполнению всех перечисленных функций по конкретной
ПС с учѐтом размещения технических средств АСУ ТП в зданиях и помещениях.
2.4. Типовая структурная схема АСУ ТП подстанции 110-750 кВ приведена в приложении 2 к настоящим Рекомендациям.
2.5. При проектировании АСУ ТП должна быть предусмотрена возможность аппаратного и программного расширения.
2.6. В состав АСУ ТП ПС должны входить: (11 пунктов).
2.7. Автономные цифровые системы, с которыми АСУ ТП должна поддерживать информационный обмен:
• Релейная защита и автоматика.
• Противоаварийная автоматика.
• Регистраторы аварийных сигналов и событий.
• Системы автоматического регулирования.
• Приборы определения места повреждения ЛЭП.
• Автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии.
• Система измерения показателей качества электроэнергии.
• Системы диагностики и мониторинга (трансформаторного оборудования, ЩПТ, ЩСН, контроля гололѐдной нагрузки и т.п) - при их
наличии на ПС.
• Системы управления установками (УШР, АСК, СТК, и т.п.), поставляемые комплектно с оборудованием.
• Комплекс систем технических средств безопасности (КСТСБ): охранное и технологическое видеонаблюдение, пожарная и
охранная сигнализация зданий, охранная сигнализация периметра, контроль и управление доступом, оповещение и управление
эвакуацией, охранное освещение.
• Другие автономные микропроцессорные системы или устройства, устанавливаемые на ПС, при необходимости предоставления
информации от них дежурному персоналу ПС.
293р – Рекомендации по применению основных структурных схем и
требования к организации АСУ ТП подстанций 110 - 750 кВ с
учѐтом функциональной достаточности и надежности.
2. Основные принципы построения и структура АСУ ТП (продолжение).2.8. Устройства верхнего уровня. Основные рекомендации по схемным решениям устройств верхнего уровня:
1. Резервированные серверы с дублированным источником питания, дублированным Ethernet-интерфейсом, RAID-массивом
поддерживающим горячую замену. ОС – не хуже MS Windows Server 2003.
2. Минимально 2 АРМ оперативного персонала (стационарные резервированные), отдельные АРМ персонала РЗА и персонала
АСУ ТП (стационарные и переносные).
3. Операторские и инженерные станции должны комплектоваться SATA-накопителями, объединенными в RAID-массив уровня не
ниже 1. Станции должны комплектоваться дублированным Ethernet-интерфейсом, подключенным к различным коммутаторам
ЛВС. Мониторы (дисплеи) операторских и инженерных станций, как правило, являются основными средствами отображения
оперативной информации пользователям. В рабочих станциях должны применяться цветные графические
жидкокристаллические дисплеи высокого разрешения с диагональю не менее 21”. АРМ ОП оснащаются двумя дисплеями.
Наработка на отказ дисплеев должна составлять не менее 20 тыс. ч. При необходимости на крупных ПС могут устанавливаться
экраны коллективного пользования. Станции должны работать под управлением ОС не хуже Windows XP SP3 PRO.
2.9. Построение ЛВС.
• сетевая технология ЛВС должна быть FastEthernet (IEEE 802.3u) или GigabitEthernet ( IEEE 802.3z);
• наиболее предпочтительной топологией ЛВС, исходя из требований надежности, является применение схемы «кольца». На всех
уровнях управления данная схема должна быть дублированной. При построении сети должны использоваться коммутаторы
Industrial Ethernet в соответствии с требованиями стандарта ISO Ethernet IEEE 802/3 с поддержкой QoS (802.1p), VLan (802.1q),
RSTP (802.1w) с поддержкой передачи GOOSE – сообщений;
• устойчивость к электромагнитным излучениям должна быть не хуже IEC 61850-3;
• основной средой передачи информации на верхнем и среднем уровне управления должно быть одномодовое или многомодовое
оптическое волокно;
• переход с основной на резервную сеть должен происходить безударно и автоматически.
2.10. Устройства нижнего уровня (контроллер присоединения) – 9 требований.
2.11. Устройства электропитания АСУ ТП - 9 требований.
2.12. Подсистема единого времени – 6 требований.
3. Структура АСУ ТП для ПС расширяемых или частичной (некомплексной) реконструкции.3.1. Степень автоматизации, состав оборудования и функциональность АСУ ТП расширяемых и частичной реконструкции ПС
определяется объемами реконструкции (расширения) конкретного объекта.
… и ещѐ 22 пункта
366р –Типовой перечень сигналов, поступающих от РЗА, ПА,
АИИС КУЭ и инженерных систем подстанции в АСУ ТП.
1.Назначение, определения.
2.Способы подключения сигналов в АСУ ТП.
3.Передаваемая информация.
4.Входная дискретная информация.
5.Входная аналоговая информация.
6.Выходные дискретные сигналы (команды управления).
7.Архивы сигналов.
8.Фильтрация сигналов.
Приложение1 - Типовой состав дискретных сигналов, вводимых в ПТК АСУ ТП от
коммутационных аппаратов ПС в виде «сухого контакта»
Приложение2 - Типовой состав сигналов от устройств РЗА, ПА, технологической
автоматики, инженерных и вспомогательных систем ПС, вводимых в
ПТК АСУ ТП «сухим контактом»
Приложение3 - Типовой состав сигналов по присоединениям от МП устройств РЗА, ПА
и технологической автоматики (ТА), вводимых в ПТК АСУ ТП
цифровым кодом
Приложение4 - Типовой состав аналоговых параметров, вводимых в ПТК АСУ ТП
контрольным кабелем непосредственно от оборудования ПС
Приложение5 - Типовой состав аналоговых параметров, вводимых в ПТК АСУ ТП
цифровым кодом
Приложение6 - Пример типового перечня на примере МП терминалов SIEMENS.
115р –Требования к архивированию и хранению информации
в АСУ ТП
1.Основные задачи.
2.Основные функции.
3.Регистрируемые параметры и события в АСУ ТП (366р).
4.Общие требования к архивированию и хранению
информации.
5.Требования к аппаратной части.
6.Экспортирование данных архива.
7.Требования к защите и безопасности хранящейся
информации.
Технические требования
ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Холдинг МРСК»
по аттестации АСУ ТП/ССПТИ
№ Наименование
функциональны
х показателей
Требуемые технические характеристики Документ
устанавливающий
требования
N Поддерживаемые
протоколы и технологии
обмена информацией с
вышестоящими
уровнями управления
1. Обмен с уровнем диспетчерского управления.
Для передачи оперативной технологической информации (не
менее 3 резервированных каналов передачи данных):
IEC 60870-5-101;
IEC 60870-5-104.
Для сбора неоперативной технологической информации:
ODBC/SQL-клиент (MS SQL 200Х).
Для передачи неоперативной технологической информации:
IEC 60870-5-104;
FTP.
ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-2006
ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2004
ГОСТ Р МЭК 60870-5-103-2005
K
Виды собираемой и
ретранслируемой
информации
Текущие значения дискретных и аналоговых сигналов в
соответствии с СТО 56947007-29.240.036-2009:
текущая информация о режимах и состоянии объектов
ЕНЭС, используемая как неоперативная (включая АПТС);
данные, характеризующие состояние основного
оборудования объектов, получаемые от подстанционных
средств и подсистем мониторинга;
Файлы осциллограмм в стандартном (COMTRADE: IEEE
C37.111-1991, или IEEE C37.111-1999, или IEC 60255-24-2001)
и/или оригинальном формате.
Требование ОАО «ФСК ЕЭС» и
ОАО «Холдинг МРСК»
Спасибо за внимание !
Аттестация АСУ ТП
