Типовые решения по программно-аппаратному оснащению Центров управления сетями, создаваемых в филиалах ЕЭС» - ПМЭС и РСК (стр. 2 )

·  исключением возможности несанкционированного телеуправления;

·  двухшаговым исполнением команд (выделить-выполнить);

·  проверкой возможности выполнения команды управления до ее выдачи диспетчером;

·  автоматизированной проверкой выполняемых действий в соответствии
с типовыми правилами переключений;

·  подтверждением выполнения команды сигналом с управляемого объекта.

4). Должна обеспечиваться проверка условий блокировки команд управления, в том числе:

·  приемное устройство отсутствует, не сконфигурировано или неисправно;

·  управление объектом в стадии производства другим диспетчером (оперативным персоналом);

·  оборудование уже находится в требуемом состоянии;

·  информация о состоянии оборудования не достоверна и др.

5). Должны соблюдаться основные правила контроля топологии сети при телеуправлении, в том числе:

·  оборудование должно быть отключено коммутационными аппаратами со всех сторон до включения заземляющих ножей;

·  оборудование не должно быть заземлено при включенном положении хотя бы одного из соответсвующих коммутационных аппаратов;

·  оборудование, не предназначенное для коммутации электротока, не должно отключаться при наличии тока по присоединению, за исключением размыкания транзитных перетоков по ЛЭП выключателями и т. п.

6). Исполнение команд управления должно автоматически контролироваться путем анализа изменения состояния соответствующего оборудования или устройства. Сигнал об изменении состояния оборудования (устройства) в результате телеуправления должен быть выдан всем диспетчерским центрам, в управлении или ведении которых данное оборудование (устройство) находится, и сквитирован диспетчером, производившим операцию.

7). Для исключения ошибок при управлении должны использоваться групповые команды, сценарии исполнения (бланки и программы переключений) которых разрабатываются и проверяются заранее.

8). Обязательное условие организации эффективного телеуправления подстанциями заключается в том, что должно быть обеспечено функционирование АРМ оперативно-диспетчерского персонала ЦУС ПМЭС / РСК (а также других ДП, с которых предусматривается возможность телеуправления сетевыми объектами – ОДУ, РДУ, ЦУС РСК / ПМЭС) как компонентов «единой SCADA-системы», в которой временные задержки по доставке информации в поле восприятия операторов не превышают нескольких секунд.

При этом на рабочих станциях АРМ диспетчеров и АРМ оперативного персонала подстанций (или ОВБ – при переходе на «необслуживаемый» режим их эксплуатации) в составе соответствующих SCADA-систем должен быть организован единообразный человеко-машинный интерфейс (MMI), под которым понимается:

- единый состав и структура вызова мнемокадров;

- единые цветовые, символьные и иные решения по уровням напряжения, статусной информации (неисправность, недостоверность и т. п.), цвету фона и системных областей;

- единые мнемосимволы и способы их анимации и т. п.

3.1.3. Организация диспетчерского тренажера

Тренажер должен обеспечить обучение персонала ЦУС на реальных моделях контролируемой электрической сети; с этой целью подсистема должна включать средства для построения и задания модели сети, а также ее «привязки» к действующей системе отображения оперативно-диспетчерской информации и выдачи управляющих команд без фактического воздействия на действующее оборудование.

Тренажер должен взаимодействовать с обучаемыми точно так же, как и интерфейс в реальном центре управления. Представления экранных форм и рабочих последовательностей действий для смоделированной сети должны быть идентичны тем, которыми обучающиеся будут пользоваться в реальной рабочей среде. В «идеале» обучающиеся не должны видеть различий в работе с тренажером или с реальной системой, что позволяет развивать у них навыки выработки правильных решений в сложных и быстро меняющихся ситуациях.

Кроме того, должна обеспечиваться возможность воспроизведения данных реальных аномальных режимов из архива. Это даст возможность операторам и аналитикам просматривать схемы любых объектов и оценивать их состояние, сопровождающие сигналы во время аномального режима и анализировать действия оперативного персонала в предаварийных, аварийных и послеаварийных режимах.

При создании диспетчерского тренажера целесообразно также обеспечить возможность его использования для организации – в случае необходимости - резервных рабочих мест диспетчеров, которые можно использовать при выходе из строя оборудования основного диспетчерского зала (например, ДЩ, АРМ дежурного диспетчера и т. п.). С этой целью тренажерный зал должен быть оборудован АРМ, с которого можно контролировать и управлять всеми элементами электрической сети, доступными с основного АРМ диспетчера, а также упрощенной системой отображения информации коллективного доступа.

3.1.4. Подсистемы информационно-технологической поддержки диспетчерского персонала ЦУС

Средствами ПТК предусматривается организация передачи в ЦУС событийной и обобщенной информации, данных аварийного осциллографирования от подсистем регистрации аварийных событий и процессов в составе АСУТП подстанций. Должна также быть обеспечена возможность доступа к указанной информации с АРМ оперативно-диспетчерского персонала ЦУС для использования при оперативной оценке сложных ситуаций и принятии адекватных решений, что позволит снизить вероятность ошибок диспетчерского персонала и развития аварийной ситуации.

С целью повышения эффективности деятельности диспетчерского персонала ЦУС предусматривается возможность организации в перспективе в составе ПТК (в составе технологического программного обеспечения соответствующих серверов и АРМ ЦУС) подсистем (программно-технических средств), обеспечивающих решение различных задач информационно-технологической поддержки диспетчерского персонала, в частности, подсистемы поддержки диспетчерского персонала в аномальных, в том числе аварийных, ситуациях (“советчик диспетчера”). Подсистема должна осуществлять оперативный и ретроспективный анализ аварийных событий и процессов, а также формирование и выдачу рекомендаций по действиям диспетчера в зависимости от ситуации и состояния контролируемой сети.

3.2. Подсистемы диспетчерско-технологического управления процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания электрических сетей

В целях поддержки персонала ЦУС при диспетчерско-технологическом управлении процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания электрических сетей ПМЭС (РСК) в составе ПТК ЦУС предусматриваются средства и функциональные подсистемы решения задач диспетчеризации соответствующих работ, планируемых и выполняемых на электросетевых объектах (подстанциях и ЛЭП). Такие функциональные подсистемы должны реализовываться (в общем случае) в диспетчерских пунктах МЭС (МРСК) и ЦУС (с использованием ресурсов АСУТП подстанций ЕНЭС); конкретное распределение их функций между ЦУС и диспетчерской службой МЭС (МРСК) должно быть определено при проектировании конкретного ЦУС.

Состав функциональных подсистем диспетчерско-технологического управления процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания электрических сетей иллюстрируется рис. 4.

Следует отметить, что выделенные на рис. 4 функциональные подсистемы:

·  контроля и представления на ДЩ и АРМ персонала телеинформации о режиме и состоянии сети в объеме, необходимом для диспетчеризации работ по ремонту и эксплуатационному обслуживанию электрических сетей, а также

·  управления оперативными переключениями сетевого оборудования для вывода оборудования в ремонт и из ремонта при проведении работ на электросетевом оборудовании

базируются на использовании ПТС тех же подсистем, которые осуществляют поддержку работ по оперативно-диспетчерскому управлению процессами функционирования электрических сетей, а именно:

·  подсистемы оперативного контроля и отображения режимов и состояния схемы и оборудования основной электрической сети (см. п. 3.1.1) и

·  подсистемы управления оперативными переключениями в сетях (см. п. 3.1.2).

Таким образом, названные подсистемы, реализуемые с помощью инструментальных средств SCADA-системы ЦУС, являются общими для всех задач, связанных с диспетчерским управлением сетями.

Кроме того, в составе ПТК ЦУС предусматривается также организация ряда технологических подсистем, предназначенных для поддержки специфических работ по диспетчерско-технологическому управлению процессами эксплуатации электрических сетей ПМЭС (РСК). Характеристики некоторых из таких подсистем приведены ниже.

Рис. 4. Подсистемы диспетчерско-технологического управления процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания электрических сетей

3.2.1. Подсистемы контроля состояния оборудования электрических сетей и диспетчерского ведения заявок на работы по ремонту и эксплуатационному обслуживанию сетей

Подсистемы основываются на организации, хранении и ведении баз данных, характеризующих состояние оборудования электрических сетей ПМЭС (РСК).

Организация указанных подсистем возможна, например, в качестве развития программного комплекса, внедряемого в настоящее время в ЦДС ФСК и ДС МЭС Центра. При этом подсистемы должны обеспечивать работу со следующей информацией:

·  перечнем выведенных в ремонт ЛЭП и оборудования подстанций, находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании (управлении или ведении) ПМЭС (РСК);

·  сведениями об аварийных отключениях, дефектах ЛЭП и оборудования ПС, а также устройств «вторичной техники» (РЗА, ПА и др.), установленных на соответствующих объектах.

Подсистема должна обеспечивать выдачу следующих документов:

·  ежедневной «Сводки ПМЭС (РСК)» по согласуемой при рабочем проектировании форме - единой для всех ПМЭС (РСК);

·  отчетов об отключенном в ремонт оборудовании ПС и ЛЭП;

·  отчетов об аварийных отключениях, дефектах оборудования и «вторичных» устройств.

Подсистемы должны обеспечивать ведение и отображение данных о выведенном в ремонт оборудовании и аварийных отключениях на АРМ диспетчерского персонала ЦУС, а также их передачу в ПМЭС (РСК), диспетчерскую службу МЭС (МРСК) и Центральную диспетчерскую службу ФСК. Импорт данных – как и для других видов неоперативной информации - должен осуществляться по межмашинным каналам связи в виде файлов заданной структуры.

3.2.2. Подсистемы контроля допуска и наличия ремонтного персонала на сетевых объектах, диспетчеризации планируемых и выполняемых работ по ремонту и эксплуатационному обслуживанию оборудования электрических сетей

Подсистемы должны обеспечивать возможность ввода, визуализации и оперативного контроля данных о допуске и наличии ремонтного персонала на сетевых объектах в данный момент времени с использованием АРМ персонала ЦУС ПМЭС (РСК), МЭС (РСК) .

В подсистемах должна обеспечиваться строгая фиксация в базе данных всех работ, проводимых на данной единице оборудования в данный момент времени, с указанием текущей стадии и т. п. Перечень фиксируемой в базе данных информации подлежит разработке и согласованию с МЭС (МРСК) при рабочем проектировании подсистемы. Указанная база данных должна быть тесно взаимоувязана с описанной выше базой данных подсистем контроля состояния оборудования электрических сетей, а также ведения заявок на выполнение работ по ремонту и техобслуживанию.

Должен также быть разработан соответствующий регламент ведения баз данных и выполнения оперативного контроля выполняемых работ.

3.3. Подсистемы поддержки информационно-аналитической деятельности персонала ЦУС (МЭС)

С целью решения задач, связанных с выполнением неоперационных функций ЦУС, относящихся к информационно-аналитической деятельности персонала ЦУС (см. п. 1.3) и обеспечивающих поддержку принятия соответствующих решений при оперативно-диспетчерском и диспетчерско-технологическом управлении электрическими сетями ПМЭС (РСК), предусматривается реализация в составе ПТК ЦУС функциональных подсистем, предназначенных для проведения различных расчетов для анализа состояния и режимов электрических сетей. Указанные подсистемы должны обеспечивать возможность решения следующих задач расчетно-аналитического характера и задач ведения соответствующих баз данных:

·  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 на основе данных контроля фактического электрического режима с целью разработки необходимых мероприятий по устранению “узких мест”;

·  расчеты баланса электроэнергии по сетям на основании данных подключенных к сетям контрагентов с целью прогнозирования нагрузок;

·  расчеты, связанные с анализом текущих и ретроспективных режимов работы сети по реактивной мощности и напряжению;

·  ретроспективный анализ данных регистрации аномальных (в том числе аварийных) событий и процессов, поступающих в ЦУС с подстанций, оснащенных соответствующими микропроцессорными средствами и подсистемами РЗА, ПА, РАС, ОМП (в составе интегрированных АСУТП подстанции);

·  расчеты токов короткого замыкания;

·  расчеты уставок срабатывания устройств РЗА и ПА;

·  обработка данных контроля качества электрической энергии, получаемых от ПС, с целью разработки мероприятий по обеспечению требуемых показателей качества электроэнергии и др.

Перечисленные задачи анализа и планирования состояния и режимов электрических сетей должны решаться в общем случае на уровнях ЦУС ПМЭС (РСК), МЭС и ФСК (МРСК). При предстоящем уточнении организационной структуры центров управления сетями и МЭС такие задачи должны быть рационально распределены между диспетчерскими службами указанных уровней.

Представляется целесообразным стремиться к максимальной концентрации функций информационно-аналитического, расчетного характера прежде всего в МЭС и ФСК, диспетчерским службам которых доступен значительно больший объем информации о состоянии контролируемых электрических сетей в целом; в то же время задачи текущего контроля и анализа режимов и состояния сети, а также непосредственного оперативного управления переключениями в электрических сетях целесообразно решать на уровне диспетчерских служб ЦУС ПМЭС (РСК). При этом оперативное управление уровня РСК, как правило, может делегироваться на уровень ПЭС и РЭС.

3.4. Средства обеспечения информационного обмена с ДП Системного оператора и ФСК

1). В составе ПТК ЦУС должны быть предусмотрены средства, обеспечивающие оперативное информационное взаимодействие с программно-техническими средствами АСДУ подразделений СО-ЦДУ ЕЭС (в общем случае нескольких РДУ, в оперативном управлении и ведении которых находятся объекты, находящиеся на эксплуатационном обслуживании данного ПМЭС или РСК). При этом должна обеспечиваться возможность взаимного обмена:

·  оперативно-диспетчерской информацией в объеме мониторинга текущих режимов, состояния схемы и оборудования;

·  производственно-технической информацией (оперативные сводки о работе энергосистемы; передача и согласование заявок на проведение работ по ремонтам, техническому обслуживанию и реконструкции оборудования электрических сетей; данные, характеризующие фактическое состояние сетевых объектов и ход выполнения работ, и др.);

·  актуализированными расчетными схемами и плановыми режимами (почасовые диспетчерские графики на следующие сутки, реализуемые по результатам торгов, и т. п.).

Обмен информацией между ПТК ЦУС и ПТК АСДУ подразделений СО-ЦДУ ЕЭС должен строиться с учетом проекта Системного оператора и в общем случае должен быть организован в контексте общей информационной модели (CIM-модели) - с учетом положений стандартов МЭК серии 61970 и 61968.

2). Средствами ЦУС должен обеспечиваться также информационный обмен с ДП вышестоящих уровней ФСК (МЭС, МРСК, ТОиР, Исполнительный аппарат ФСК), в том числе:

·  подготовка и передача в ДП МЭС, МРСК и ТОиР определенного объема текущей технологической информации (в том числе и обобщенной) о режимах и состоянии электрических сетей ПМЭС (РСК), а также о режимах и состоянии отдельных объектов ПМЭС (РСК) и их основного оборудования;

·  доступ персонала диспетчерской службы и ДП МЭС (МРСК) и служб ТОиР к соответствующим базам данных и другим подсистемам ЦУС ПМЭС (РСК) с возможностью фильтрации информации по различным критериям;

·  передача из ДП МЭС определенного объема текущей информации о режимах и состоянии электрических сетей смежных энергосистем и энергообъединений (поступающей в ДП МЭС из ЦДП ФСК или непосредственно из ДП смежных МЭС), а также параллельно работающих энергосистем сопредельных государств;

·  передача из ДП МЭС (ЦДП ФСК) информации, связанной с событиями (наступившими или прогнозируемыми), представляющими угрозу электрическим сетям ПМЭС (РСК): смерчи, ураганы, террористические акты и т. п.;

·  доступ персонала ЦУС к базам данных КСУПР ФСК, в частности, к метеоданным (текущим и прогнозным) различных регионов;

·  информационный обмен заявками на работы по ремонту и работ и техобслуживанию сетей ПМЭС (РСК), а также данными состояния оборудования и хода выполнения работ с МЭС (МРСК), ТОиР и централизованной информационной системой управления техобслуживанием и ремонтами оборудования (ИСУТОиР) ФСК.

3). С целью информационно-технологической поддержки персонала всех уровней иерархии ФСК (МРСК) предусматривается средствами ПТК ЦУС организовать – в перспективе, при развитии 1-ой очереди ПТК ЦУС - получение и архивирование технологической информации, необходимой для комплексной автоматизации диспетчерско-технологической и производственно-технической деятельности МЭС, ПМЭС (РСК) и ТОиР, осуществляемой с помощью соответствующих подсистем АСТУ ФСК.

Указанные средства должны обеспечить возможность формирования и ведения технологических баз данных и архивов, в том числе:

- базы данных состояния оборудования;

- базы данных ретроспективной информации о событиях и процессах, связанных с аномальными режимами работы электрических сетей;

- базы данных расчетной модели сети;

- базы данных схем ЛЭП и ПС и др.

Следует отметить, что организация процессов формирования, ведения и использования указанных баз данных и архивов предусматривается при создании подсистем диспетчерско-технологического и производственно-технического управления в составе АСТУ ФСК, предназначенных для работы с соответствующими базами. В то же время в рамках 1-ой очереди создания ЦУС должны быть разработаны основные решения и технические требования к программно-техническим средствам (подсистемам) ЦУС, которые обеспечивают возможности формирования, ведения и доступа к перечисленным базам данных и архивам.

4. Основные решения по информационному обмену ЦУС

Ниже приведены общие требования к номенклатуре различных видов технологической информации, участвующей в информационном обмене ЦУС с другими объектами (в объеме 1-ой очереди ЦУС – для выполнения операционных функций). Указанные перечни должны быть конкретизированы при проектировании каждого ЦУС.

4.1. Телеинформация, передаваемая с объектов в ЦУС

1). Параметры, передаваемые в ЦУС ПМЭС (РСК) со всех ПС (с постоянным дежурством оперативного персонала и без него):

·  положение всех выключателей и отделителей 6 – 750 кВ всех присоединений;

·  положение устройств РПН (авто) трансформаторов с обмоткой ВН 110 кВ и выше;

·  положение разъединителей и заземляющих ножей в цепях выключателей (на подстанциях, оборудованных комплексами АСУТП);

·  напряжения на шинах 6-750 кВ;

·  нагрузки (токовая, активная и реактивная мощность) всех отходящих от ПС ВЛ напряжением 110 кВ и выше - для ЦУС ПМЭС (соответственно 110 кВ и ниже - для ЦУС РСК), а также межгосударственных ВЛ независимо от класса напряжения;

·  нагрузки (токовая, активная и реактивная мощности) всех шиносоединительных, секционных, обходных, мостовых выключателей напряжением 110 кВ и выше - для ЦУС ПМЭС (соответственно 110 кВ и ниже - для ЦУС РСК);

·  нагрузки (токовая, активная и реактивная мощности) сторон ВН, СН, и НН всех трансформаторов (автотрансформаторов), присоединенных к шинам напряжением 110 кВ и выше - для ЦУС ПМЭС (соответственно 110 кВ и ниже - для ЦУС РСК);

·  нагрузки (токовая, реактивная мощность) по всем устройствам компенсации реактивной мощности;

·  измерения температуры окружающей среды на опорных ПС.

2). Параметры, дополнительно передаваемые в ЦУС с ПС без постоянного дежурства оперативного персонала:

·  температура масла трансформаторного оборудования;

·  положения устройств РПН,

·  сигнализация снижения изоляции в сети 6 – 35 кВ,

·  неисправность в системе воздушного хозяйства (для ПС с воздушными выключателями),

·  снижение давления элегаза (для ПС с элегазовыми выключателями) и др.

Конкретный объем телеинформации, а также необходимость реализации телеуправления (с помощью сигналов ТУ) коммутационными аппаратами ПС в объеме, необходимом при срочном изменении электрической схемы ПС, должны определяться индивидуально в зависимости от объекта.

3). В ЦУС должны передаваться также параметры ЛЭП (ТИ, ТС положения выключателей ЛЭП) напряжением 110 кВ и выше - для ЦУС ПМЭС (соответственно 110 кВ и ниже - для ЦУС РСК), присоединенных к граничащим с данным ПМЭС (РСК) энергообъектам и находящихся как в оперативном управлении, так и в оперативном ведении диспетчера ЦУС. К таким энергообъектам относятся:

·  электростанции;

·  подстанции РСК (ПМЭС);

·  подстанции других ПМЭС (других ПМЭС);

·  подстанции зарубежных государств;

·  подстанции не электроэнергетической отрасли (ПС РЖД, ПС субъектов ОРЭ и т. п.).

4.2. Основные требования к передаче телеинформации

Вся телеинформация должна передаваться с подстанций с меткой времени. Время передачи ТИ – не более 1-5 с (в зависимости от уровня диспетчерского управления и принадлежности к той или иной подсистеме). Время передачи ТС – не более 5 с. Контроль времени исполнения команды ТУ от момента ее выдачи до завершения исполнения - не более 10 с. Вероятность появления ошибки телеинформации должна соответствовать первой категории систем телемеханики (по ГОСТ 26.205-88). Класс достоверности приема данных ТС и ТИ должен быть I2 (вероятность ложного приема ТС и ТИ должна составлять 10-10 при вероятности искажения бита в потоке 10-4), класс достоверности передачи данных ТУ должен быть I3 (вероятность ложного исполнения ТУ - 10-14 при вероятности искажения бита в потоке 10-4) по ГОСТ Р МЭК . Протокол передачи телеинформации – ГОСТ Р МЭК /101 или ГОСТ Р МЭК 60870-6.

4.3. Обмен неоперативной технологической информацией (НТИ)

Неоперативной (с точки зрения режима доставки и использования) условно считается технологическая информация, к которой не предъявляются приведенные выше «жесткие» требования обеспечения гарантированного времени передачи. При таком определении к НТИ относятся данные, которые хоть и непосредственно используются при решении задач оперативно-диспетчерского управления и ведения, возложенных на ЦУС, но с возможностью существенно более «мягкого» регламента выполнения.

К НТИ будем относить (в общем случае):

1) расширенный объем информации о состоянии схемы соединений, параметров режима, состояния оборудования ПС;

2) данные от средств регистрации аварийных событий и процессов подстанций (РАС, ОМП);

3) данные от микропроцессорных (МП) устройств РЗА, ПА;

4) данные от подсистем технического учета и балансных расчетов электроэнергии;

5) данные от подсистем мониторинга и диагностики силового оборудования ПС и ВЛ;

6) данные от МП устройств контроля качества электроэнергии;

7) данные от инженерных и вспомогательных систем ПС;

8) данные от систем климат-контроля, раннего обнаружения гололедообразования и плавки гололеда на проводах и тросах ВЛ;

9) информацию от систем технологического и охранного видеонаблюдения «необслуживаемых» подстанций;

10) оперативно-диспетчерскую информацию;

11) служебную информацию.

Более детальное описание видов НТИ приведено в Приложении 1. При проектировании ЦУС должна быть определена необходимость передачи (или доступа средствами ПТК ЦУС) к указанным видам НТИ в составе 1-ой очереди ПТК ЦУС.

4.4. Организация информационных потоков ЦУС по направлениям

В общем случае ЦУС конкретного ПМЭС (РСК) должен участвовать в обмене описанными выше видами технологической информации (телеинформации и НТИ) с различными объектами, в том числе:

·  со «своими» подстанциями, т. е. ПС, находящимися в ремонтно-эксплуатационном обслуживании данного ПМЭС (РСК); здесь и далее речь идет также о нескольких ПМЭС (РСК), если для них создается объединенный ЦУС;

·  со смежными энергообъектами, т. е. граничащими с данным ПМЭС (РСК) и присоединенными к его сети энергообъектами, оборудование которых может находиться как в оперативном управлении, так и в оперативном ведении диспетчера данного ЦУС. К таким объектам могут относиться:

- электростанции;

- подстанции РСК (ПМЭС);

- подстанции других ПМЭС (других ПМЭС);

- подстанции зарубежных государств;

- подстанции не электроэнергетической отрасли (ПС РЖД, ПС субъектов ОРЭ и т. п.);

·  с одним или несколькими РДУ, в оперативном управлении или ведении которых находятся объекты электрической сети, контролируемой с данного ЦУС;

·  с ЦУС территориально смежных ПМЭС (РСК);

·  с ЦУС РСК (ПМЭС), в оперативном управлении или ведении которых находится оборудование «своих» подстанций данного ПМЭС (РСК);

·  с высшими уровнями иерархии управления эксплуатацией электрических сетей (МЭС, МРСК, ТОиР, Исполнительный аппарат ФСК).

При проектировании ПТК ЦУС должна учитываться возможность одновременного существования подстанций трех видов:

подстанций, где сохраняются в эксплуатации существующие устройства телемеханики, которые могут обеспечить только передачу потока телеинформации в подразделения СО-ЦДУ ЕЭС; подстанций, на которых будет проведена модернизация средств ССПИ, в результате чего станет возможной передача не только существующего объема данных (если они вообще передаются), но и расширенного объема телеинформации; наконец, подстанций, где осуществляется внедрение комплексов АСУТП, в рамках которых будет обеспечиваться передача и телеинформации, и НТИ.

Основные требования к информационным потокам между ЦУС ПМЭС (РСК) и перечисленными видами объектов сведены в табл. 1 (в общем случае – с учетом НТИ).

Таблица 1.

Объект информ. обмена	Виды технологической информации	Объем информации	Прием/ передача
«Своя» ПС с АСУТП	Телеинформация по п. 4.1	Практически полный	Прием (ТИ, ТС)/ Передача (ТУ)
НТИ по Прил.1	Практически полный	Прием
«Своя» ПС без АСУТП	Телеинформация по п. 4.1	Ограничен возможностями средств измерения на ПС	Прием
НТИ по Прил.1 (п. 1-4, частично)
Смежный объект	Телеинформация по п. 4.1	Параметры ВЛ (ТИ, ТС положения выключателей ВЛ) 110 кВ и выше –для ЦУС ПМЭС; 110 кВ и ниже – для ЦУС РСК	Прием
РДУ (одно или несколько)	Телеинформация по п. 4.1	1 этап – существующий объем ТИ, ТС от «своих» и смежных объектов	Прием
2 этап – необходимый объем ТИ, ТС от смежных объектов (при отсутствии самост. каналов)
НТИ по Прил.1 (п.11)	Определяется распределением функций между РДУ и ЦУС	Прием/ Передача
ЦУС смежных ПМЭС (РСК)	Телеинформация по п. 4.1	Определяется конкретными условиями	Прием/ Передача
НТИ по Прил.1 (п. 11, 12)
ЦУС РСК (ПМЭС) данного региона	Телеинформация по п. 4.1	Определяется конкретными условиями	Прием/ Передача
НТИ по Прил.1 (п. 11, 12)
МЭС, МРСК, ПМЭС, ТОиР, ФСК	НТИ по Прил.1 в целом	Практически полный	Передача
НТИ по Прил. 1 (п. 11, 12)	Заявки на ввод-вывод в ремонт оборудования, документация и др.	Прием/ Передача

На первом этапе создания каждого ЦУС предусматривается передача необходимой ему телеинформации в объемах, имеющихся в распоряжении подразделений СО-ЦДУ ЕЭС, из соответствующих РДУ по каналам межмашинной передачи данных.