УТВЕРЖДАЮ
Заместитель Председателя Правления ЕЭС»
" " 2006 г.
Типовые решения по программно-аппаратному оснащению
Центров управления сетями, создаваемых в филиалах ЕЭС» - ПМЭС и РСК
СОГЛАСОВАНО:
Директор по оперативному управлению
Начальник диспетчерской Службы
Начальник Департамента развития
ИТС и систем связи
Руководитель Центра управления МРСК
2006 г.
Содержание
Введение............................................................................................................................................. 4
1. Основные функциональные задачи ЦУС.................................................................................. 5
1.1. Задачи оперативно-диспетчерского управления процессами функционирования электрических сетей.......................................................................................................................................................... 5
1.1.1. Обеспечение участия ЦУС в выполнении операционных функций ведения режима электрической сети:................................................................................................................... 5
1.1.2. Задачи ЦУС в части обеспечения противоаварийных мероприятий:....................... 7
1.2. Задачи диспетчерско-технологического управления процессами эксплуатационного обслуживания, ремонтов и развития сетей............................................................................................................ 7
1.3. Задачи ЦУС в части информационно-аналитической деятельности:............................... 8
2. Общие функциональные требования к подсистемам ЦУС.................................................. 9
3. Характеристика функциональных подсистем ЦУС.......................................................... 10
3.1. Подсистемы оперативно-диспетчерского управления..................................................... 12
3.1.1. Подсистема оперативного контроля и отображения режимов и состояния схемы и оборудования основной электрической сети................................................................................................ 12
3.1.2. Подсистемы управления оперативными переключениями в электрических сетях 15
3.1.3. Организация диспетчерского тренажера.................................................................... 17
3.1.4. Подсистемы информационно-технологической поддержки диспетчерского персонала ЦУС 17
3.2. Подсистемы диспетчерско-технологического управления процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания электрических сетей.......................................................................................... 18
3.2.1. Подсистемы контроля состояния оборудования электрических сетей и диспетчерского ведения заявок на работы по ремонту и эксплуатационному обслуживанию сетей...................... 20
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............................................................ 20
3.3. Подсистемы поддержки информационно-аналитической деятельности персонала ЦУС (МЭС) 20
3.4. Средства обеспечения информационного обмена с ДП Системного оператора и ФСК 21
4. Основные решения по информационному обмену ЦУС....................................................... 23
4.1. Телеинформация, передаваемая с объектов в ЦУС.......................................................... 23
4.2. Основные требования к передаче телеинформации......................................................... 24
4.3. Обмен неоперативной технологической информацией (НТИ)....................................... 24
4.4. Организация информационных потоков ЦУС по направлениям................................... 25
4.5. Основные решения по реализации информационного взаимодействия между компонентами ЦУС........................................................................................................................................................ 27
4.6. Требования к моделям данных............................................................................................ 27
4.7. Обеспечение сохранности информации............................................................................ 27
5. Типовые решения по программно-аппаратному оснащению ЦУС................................... 28
5.1. Структура ПТК ЦУС............................................................................................................ 28
5.2. Основные требования к ПТК оперативно-диспетчерского управления ЦУС............... 31
5.3. Основные требования к ПТК подсистемы приема, хранения и передачи неоперативной технологической информации................................................................................................... 32
6. Типовые решения по диспетчерскому щиту управления (ДЩ)......................................... 33
7. Основные требования к системе бесперебойного гарантированного электропитания (СБГЭ) ЦУС........................................................................................................................................................... 36
7.1. Основные потребители электроэнергии............................................................................ 36
7.2. Общие технические требования к СБГЭ............................................................................ 36
Требования по мощности СБГЭ................................................................................................. 36
Требования к технологии и структуре СБГЭ........................................................................... 36
Технические требования к системе бесперебойного гарантированного электроснабжения 36
Требования к размещению СБГЭ............................................................................................... 37
8. Информационно-вычислительная инфраструктура ЦУС................................................. 37
8.1. Структурированная кабельная сеть (СКС)......................................................................... 37
8.2. Локальная вычислительная сеть (ЛВС) ЦУС.................................................................... 38
8.2.1. Архитектура технологического сегмента ЛВС........................................................ 38
8.3. Подключение ЛВС к системе связи ЕТССЭ...................................................................... 39
9. Типовые решения по узлам связи ЦУС................................................................................... 40
9.1. Состав оборудования узла связи ЦУС................................................................................ 40
9.2. Требования к каналам связи:............................................................................................... 41
9.3. Система оперативно-диспетчерской связи ОДС (С-ОДС)............................................... 41
9.4. Организация сети связи....................................................................................................... 42
10. Требования к помещениям для размещения оборудования ЦУС...................................... 43
Приложение 1. Обмен неоперативной технологической информацией (НТИ)................. 44
Приложение 2. Общие требования к ПТК подсистемы приема, хранения и передачи неоперативной технологической информации ЦУС........................................................................................... 48
Введение
Центры управления сетями (ЦУС), создаваемые в филиалах ЕЭС» - ПМЭС и РСК в соответствии с приказом № 68 РАО «ЕЭС России» от 01.01.2001 г. «Об утверждении целевой организационно – функциональной модели оперативно-диспетчерского управления ЕЭС России» должны обеспечить выполнение операционных и неоперационных функций оперативного управления электросетевыми объектами и их ведения, включая ЛЭП, относящиеся к объектам диспетчеризации и не находящиеся в диспетчерском управлении диспетчерских центров (ДЦ) субъектов оперативно-диспетчерского управления. «Перечень операционных и неоперационных функций, выполняемых Центрами управления сетями (ЦУС) РСК (АО-энерго) и филиалов ЕЭС» - ПМЭС», утвержден заместителем председателя Правления ЕЭС» и согласован заместителем председателя Правления -ЦДУ ЕЭС» .
Настоящий документ содержит типовые требования и решения по программно-аппаратному оснащению ЦУС ПМЭС и РСК, которые должны быть положены в основу технических заданий и проектов создания конкретных ЦУС, разрабатываемых в соответствии с Планом-графиком формирования Центров управления сетями, утвержденным председателем Правления «ЕЭС России» .
При проектировании каждого ЦУС требования, основанные на настоящих типовых решениях, должны быть уточнены, конкретизированы и детализированы с учетом специфических условий создания, функционирования и эксплуатации ЦУС. При этом следует исходить из необходимости обеспечить возможность реализации проектов в течение 2007 г. и их ввода в эксплуатацию в качестве 1-ой очереди – в объеме выполнения операционных функций ЦУС.
В то же время состав и архитектура программно-аппаратного комплекса (ПТК) ЦУС должны выбираться с учетом перспективы развития в ЦУС различных подсистем, во многом ориентированных на создание современной инфраструктуры ФСК, обеспечивающей сбор и передачу в ЦУС расширенного объема оперативной и неоперативной информации, и выполнение в будущем средствами ПТК ЦУС полного набора функций (операционных и неоперационных) управления процессами функционирования и эксплуатации электрических сетей.
Следует отметить, что большинство изложенных в документе типовых требований и решений справедливы и для ЦУС ПМЭС, и для ЦУС РСК; в тех случаях, когда они различаются, даются оба варианта. При этом предусматривается, что все вопросы, решение которых существенно зависит от специфики центров управления сетями, будут отражены при последующем проектировании каждого из ЦУС.
Настоящие типовые решения разработаны Департаментом развития информационно-технологических систем и систем связи ЕЭС» и «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ».
1. Основные функциональные задачи ЦУС
Перечислим основные функциональные задачи Центра управления электрическими сетями ПМЭС (РСК), состав которых условно структурирован в соответствии со спецификой основных направлений деятельности ЦУС по выполнению возложенных на него операционных и неоперационных функций управления электросетевыми объектами и их ведения.
С этой точки зрения будем различать участие ЦУС в двух видах диспетчерского управления электрическими сетями ПМЭС, РСК (см. рис. 1):
· оперативно-диспетчерское управление процессами функционирования электрических сетей (совместно с соответствующими подразделениями Системного оператора) и
· диспетчерско-технологическое управление процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания электрических сетей.
При этом задачи, связанные с выполнением операционных функций ЦУС целесообразно рассмотреть отдельно для каждого из указанных видов управления сетями.
В то же время будем считать, что задачи, связанные с выполнением неоперационных функций ЦУС, относятся к информационно-аналитической деятельности персонала ЦУС (МЭС, ПМЭС, РСК, МРСК) и обеспечивают «фундамент» принятия соответствующих решений и при оперативно-диспетчерском управлении процессами функционирования сетей, и при диспетчерско-технологическом управлении процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания сетей.
1.1. Задачи оперативно-диспетчерского управления процессами функционирования электрических сетей
Основные задачи ЦУС по оперативно–диспетчерскому управлению процессами функционирования электрических сетей условно можно представить в виде двух групп задач:
· обеспечение участия ЦУС в выполнении операционных функций ведения режима электрической сети;
· задачи ЦУС в части обеспечения противоаварийных мероприятий.
Перечислим основные функциональные задачи каждой из указанных групп.
1.1.1. Обеспечение участия ЦУС в выполнении операционных функций ведения режима электрической сети:
· круглосуточный оперативный контроль электроэнергетического режима и технологического состояния электрической сети;
· оперативное управление и ведение ЛЭП, оборудованием и устройствами на объектах электросетевого хозяйства в соответствии с распределением их по способу управления;
· руководство оперативными переключениями на объектах диспетчеризации, находящихся в управлении или ведении соответствующего диспетчерского центра, с контролем выполнения проверочных операций;
· выполнение переключений на оборудовании, находящемся в оперативном управлении ЦУС на подведомственных подстанциях без постоянного дежурства оперативного персонала, с помощью устройств телеуправления;
· передача команд (распоряжений) на производство оперативных переключений от смежного ЦУС на подведомственные объекты электрических сетей;
Рис. 1. Основные задачи по направлениям деятельности ЦУС
· предотвращение развития и ликвидация нарушений нормального режима в электрических сетях;
· проведение контрольных измерений потокораспределения мощности и определение текущей пропускной способности электрических сетей на территории ПМЭС (РСК);
· составление и согласование с СО-ЦДУ ЕЭС (РДУ) нормальных оперативных схем электрических соединений ПС, ведение схемной документации; формирование расчетной схемы сети в зоне технического обслуживания, внесение изменений в расчетные параметры в связи с вводом нового оборудования;
· оперативное информирование руководства и структурных подразделений МЭС (МРСК) и ФСК о технологических нарушениях в работе сети и ремонтных работах, проводимых на подведомственных объектах;
· соблюдение заданного режима заземления нейтралей силовых трансформаторов;
· принятие решения и выдача команд (распоряжений) подчиненному оперативному персоналу по приведению состояния устройств РЗА и ПА в соответствие с режимом работы электрических сетей в части объектов, не относящихся к объектам диспетчеризации.
1.1.2. Задачи ЦУС в части обеспечения противоаварийных мероприятий:
· руководство подчиненным оперативным персоналом ПС при производстве переключений и ликвидации аварий в сети;
· определение места повреждения на ВЛ; оценка характера повреждения;
· составление программы и организация аварийно-восстановительных работ;
· создание надежной послеаварийной схемы соответствующего участка сети;
· организация обходов ВЛ после их отключения;
· ликвидация недопустимого снижения напряжения посредством управления реакторами, батареями статических конденсаторов, изменением коэффициентов трансформации трансформаторов с РПН, снижением перетоков по линиям, отключением потребителей;
· участие совместно с ДЦ СО – ЦДУ ЕЭС в ликвидации недопустимого повышения напряжения посредством управления реакторами, отключением батарей статических конденсаторов, включением шунтирующих реакторов, изменением коэффициентов трансформации трансформаторов с РПН, вывода в резерв линий передачи;
· участие совместно с ДЦ СО – ЦДУ ЕЭС в ликвидации недопустимого снижения частоты, посредством вывода из ремонта и приостановки вывода в ремонт линий, ограничивающих выдачу мощности избыточных районов, ограничения перетоков, путем отключения потребителей;
· участие совместно с ДЦ СО – ЦДУ ЕЭС в ликвидации недопустимого повышения частоты посредством разгрузки контролируемых связей, снижения перетоков до допустимых значений;
· проведение противоаварийных и противопожарных тренировок.
1.2. Задачи диспетчерско-технологического управления процессами эксплуатационного обслуживания, ремонтов и развития сетей
Помимо перечисленных выше задач ЦУС по оперативно-диспетчерскому управлению сетями, в ЦУС (с поддержкой средствами единого ПТК) должны также решаться задачи диспетчерско-технологического управления процессами эксплуатации и ремонтов оборудования электрических сетей, в том числе:
· круглосуточный мониторинг состояния электрической сети, включая контроль состояния основного сетевого оборудования, сбор информации и анализ оперативной обстановки на объектах; анализ данных КСУПР, получаемых от Центра инфраструктурных проектов (ЦИП); ведение электронного журнала состояния сети;
· поддержание параметров работы электросетевого оборудования (токовая нагрузка, уровни напряжения, температура масла трансформаторов, соответствие настройки дугогасящих реакторов емкостному току сети 6-35 кВ и т. п.) в допустимых пределах в соответствии с заданным режимом и инструкциями по эксплуатации соответствующего оборудования;
· подготовка схемы и оборудования к организации аварийно-восстановительных работ;
· руководство оперативным персоналом при производстве переключений по выводу в ремонт и вводу в работу ВЛ и оборудования подстанций, находящихся в диспетчерском управлении или ведении персонала ЦУС;
· оперативный контроль проводимых ремонтных и аварийно-восстановительных работ на объектах;
· координация работы оперативного персонала подстанций, находящихся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании ПМЭС (РСК) и в оперативно-диспетчерском управлении ЦУС;
· контроль загрузки работающего оборудования;
· контроль соответствия отключающей способности коммутационных аппаратов токам к. з. и принятие мер по приведению их в соответствие;
· составление, согласование с СО-ЦДУ ЕЭС, МЭС и своевременный пересмотр типовых программ (бланков) на вывод в ремонт и ввод в работу ВЛ и оборудования ПС, а также разовых программ включения вновь смонтированного или реконструированного оборудования, программ испытаний;
· разработка и согласование с СО-ЦДУ ЕЭС графиков отключения оборудования и линий электропередачи для ремонтных работ на энергообъектах;
· подготовка режимов оборудования для ремонтов; проработка, оформление оперативных заявок на ремонт ВЛ, оборудования, устройств РЗА, ПА и СДТУ сетей, находящихся в управлении или ведении ЦУС;
· контроль и управление допуском к выполнению работ на линиях электропередачи магистральных электрических сетей;
· разработка программ плавки гололеда на ВЛ, согласование их с соответствующим диспетчерским центром по ВЛ, относящимся к объектам диспетчеризации (для отдельных регионов).
1.3. Задачи ЦУС в части информационно-аналитической деятельности:
· анализ соответствия запланированного электроэнергетического режима и оперативного управления сетями требованиям к надежности и экономичности сетей;
· выявление рисков, связанных с заданным режимом сети;
· разработка мер по устранению “узких мест”, выявленных на основании расчетов и контроля фактического электрического режима;
· прогнозирование баланса электроэнергии на основании данных от подключенных к сетям контрагентов;
· анализ потерь электроэнергии в сетях, разработка рекомендаций по их минимизации;
· текущий и ретроспективный анализ режимов работы сети, работы устройств регулирования реактивной мощности и возможностей средств регулирования напряжения на объектах;
· разработка рекомендаций по оптимизации электрического режима сети по напряжению и реактивной мощности;
· анализ пропускной способности электрических сетей, поиск и выявление «узких сечений», анализ возможностей повышения пропускной способности сетей;
· анализ эффективности функционирования устройств противоаварийной автоматики (ПА) и РЗА;
· анализ данных контроля качества электрической энергии, получаемых от ПС и разработка мероприятий по обеспечению качества электроэнергии;
· расчеты токов короткого замыкания и выбор уставок срабатывания устройств РЗА оборудования ПС и ЛЭП, находящихся в оперативном управлении ЦУС.
2. Общие функциональные требования к подсистемам ЦУС
Функциональные требования к подсистемам ЦУС следуют из перечисленных выше основных задач центров управления сетями. Они учитывают не только внутренние потребности компании, но и ее обязательства по организации взаимодействия между субъектами электроэнергетики, и заключаются в следующем.
· Для выполнения функций:
- диспетчерского управления ЛЭП,
- мониторинга состояния основной электрической сети,
- контроля выполнения диспетчерских команд (распоряжений),
- координации действий подчиненного оперативного персонала объектов по ликвидации технологических нарушений и т. п.
должно быть обеспечено предоставление информации о состоянии оборудования электросетевых объектов – сигналов положения коммутационной аппаратуры (отключено/включено). Информация об изменении состояния коммутационной аппаратуры (ТС) должна отражаться в программно - аппаратном комплексе ЦУС не позднее, чем через 5 секунд после фактического изменения. При этом последовательность отображения информации должна полностью соответствовать фактической последовательности изменений состояния коммутационной аппаратуры.
· Для выполнения функций:
- контроля загрузки работающего оборудования,
- сбора первичной информации при технологических нарушениях,
- производства расчетов режимов электрической сети,
- поддержания уровней напряжения в контрольных пунктах подведомственной сети,
- обеспечения эффективности вводимых ограничений и отключений,
- подготовки технологических режимов для обеспечения возможности вывода оборудования из работы и др.
должен быть обеспечен прием данных о текущем режиме сети – активной и реактивной мощности, напряжения, тока и частоты (ТИ). Цикличность обновления информации должна быть не более 5 секунд.
· Для выполнения функций:
- режимной проработки диспетчерских заявок на вывод из работы ЛЭП и оборудования,
- разработки графиков ограничения и временного отключения потребителей,
- разработки и осуществления мероприятий по снижению технологических потерь,
- расчетов режимов электрической сети и т. д.
должно быть обеспечено хранение информации в программно - аппаратном комплексе ЦУС. При этом должно быть организовано архивирование и предоставление (доступ) заданного набора оперативной и неоперативной технологической информации (данных о режиме сети, произошедших событиях и др.) с установленной глубиной хранения. Для всех параметров глубина хранения должна быть не менее 6 месяцев, а для параметров, характеризующих состояние оборудования, - должна обеспечиваться возможность сохранения информации в течение всего расчетного срока эксплуатации данного оборудования; при этом функция долгосрочного сохранения информации должна реализовываться с использованием специализированных программно-технических средств, в том числе внешних (резервных) накопителей данных.
· Для выполнения функций диспетчерского управления ЛЭП и оборудованием на подстанциях без постоянного дежурства оперативного персонала, где предусматривается установка АСУТП, должна быть обеспечена возможность производства диспетчерским персоналом ЦУС операций телеуправления коммутационными аппаратами подстанций.
Подсистемы, реализуемые средствами ПТК ЦУС, должны предоставлять пользователям удобный и интуитивно понятный единообразный графический интерфейс. Должна быть обеспечена возможность вывода информации с использованием средств коллективного отображения, совместимость работы программно-аппаратного комплекса с тренажерными комплексами и комплексами «советчиков» диспетчера.
Должно быть предусмотрено создание и использование электронного оперативного журнала, отображение информации о проводимых ремонтных работах, контроль выхода параметров режимов работы оборудования за установленные пределы.
Система электропитания должна позволять сохранять работоспособность программно-аппаратного комплекса ЦУС при сбоях внешнего электропитания в течение нескольких часов (конкретное время определяется при проектировании ЦУС).
3. Характеристика функциональных подсистем ЦУС
С целью поддержки решения перечисленных выше задач, связанных с выполнением операционных и неоперационных функций, в составе ПТК ЦУС предусматривается реализация функциональных подсистем, состав и характеристика которых рассмотрены далее (см. рис. 2).
Приведенные ниже характеристики подсистем и решаемых ими функциональных задач, в том числе внедряемых в составе 1-ой очереди ЦУС – в объеме основных операционных функций, - должны быть уточнены и конкретизированы при проектировании каждого ЦУС.
Рис. 2. Укрупненный состав функциональных подсистем ЦУС ПМЭС (РСК) / МЭС (МРСК)
3.1. Подсистемы оперативно-диспетчерского управления
Состав подсистем оперативно-диспетчерского управления процессами функционирования электрических сетей ЦУС иллюстрируется рис. 3.
3.1.1. Подсистема оперативного контроля и отображения режимов и состояния схемы и оборудования основной электрической сети
1). Для оперативного контроля режимов и состояния схемы и оборудования основной электрической сети ЦУС на диспетчерском щите (ДЩ) и на мониторах АРМ оперативно-диспетчерского персонала (АРМ ОП) должна отображаться текущая информация, получаемая от каждой подстанции, находящейся в ремонтно-эксплуатационном обслуживании данного ЦУС, в том числе:
· оперативная телеинформация о параметрах режима и состояния электрической сети, включая телеизмерения режимных параметров по присоединениям главной схемы ПС и телесигналы состояния коммутационных аппаратов и положения анцапф РПН трансформаторов и автотрансформаторов с ВН 110 кВ и выше – для ЦУС ПМЭС (110 кВ и ниже - для ЦУС РСК *); требования по номенклатуре и объемам технологической информации приведены ниже, в разделе 4;
при этом должна быть предусмотрена возможность ручного ввода параметра или группы параметров в случае невозможности их автоматического ввода (отсутствие датчиков ТИ/ТС, отказ каналов связи или аппаратуры телемеханики) с обязательной регистрацией в системе факта замены информации и возможностью их визуального распознавания на средствах отображения;
· телесигнализация событий, в том числе:
- аварийно-предупредительная сигнализация;
- сигнализация аварийных и предаварийных ситуаций (выход за технологические и аварийные пределы телеизмерений, телесигнализация отключения/включения коммутационной аппаратуры и т. п.);
· информация, используемая для анализа режимов и состояния оборудования, (с заданными характеристиками времени), в том числе – в общем случае:
- от подсистем мониторинга и диагностики состояния силового оборудования ПС (трансформаторного оборудования, выключателей, разъединителей, ТТ, ТН и др.);
- от подсистем мониторинга состояния линий электропередачи (в т. ч. сигнализации раннего обнаружения гололедообразования, грозовой активности и пожарной обстановки) и т. п.;
- от объектных подсистем МП РЗА, ПА, РАС, ОМП (с возможностью дистанционного доступа к структурированным архивам аварийных событий и процессов в составе АСУТП ПС и сравнительного анализа данных от разных ПС);
- данные выполнения графика напряжений и определения потерь электроэнергии в контролируемых участках сети (от соответствующих подсистем).
_______________________________________________________________________________
*) здесь и далее - в соответствии с оперативной подведомственностью оборудования.
Рис. 3. Подсистемы оперативно-диспетчерского управления процессами функционирования электрических сетей ЦУС
Должна быть обеспечена возможность организации двух групп (потоков) данных:
− телесигнализация, формируемая подсистемами мониторинга, РЗА, ПА, РАС, ОМП и др., функционирующими на сетевых объектах. Она выводится на средства отображения (ДЩ или АРМ ОП) в объеме, необходимом для выполнения процедур управления электрическими сетями;
− более полный объем информации, который может быть получен от перечисленных выше автоматически функционирующих подсистем и предоставлен на АРМ по запросу оперативно-диспетчерского персонала;
· данные сигнализации состояния вспомогательных и инженерных систем сетевых объектов (видеонаблюдения, пожаротушения, защиты информации, охраны периметра территории и помещений и др.);
· данные о метеоусловиях в районе объектов и соответствующих электрических сетей (освещенность, направление и сила ветра, гололедные нагрузки, температура, - как текущие, так и прогнозируемые).
2). Для текущего контроля режима и состояния подстанций без постоянного дежурства на средствах визуализации (ДЩ и на мониторах АРМ ОП) ЦУС должна обеспечиваться возможность отображения дополнительных параметров, таких как положения разъединителей, заземляющих ножей, устройств РПН (трансформаторов и автотрансформаторов с напряжением обмотки ВН 110 кВ и более), значения 3U0 (для обнаружения 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.
Конкретные объемы информации по каждой ПС должны быть определены в составе проекта создания соответствующего ЦУС.
3). Должна также обеспечиваться возможность отображения на средствах визуализации (ДЩ и АРМ ОП) ЦУС параметров ЛЭП (ТИ, ТС положения выключателей ЛЭП) напряжением 110 кВ и выше, получаемых от граничащих с данным ПМЭС (РСК) и присоединенных к его сети энергообъектов, находящихся как в оперативном управлении, так и в оперативном ведении диспетчера ЦУС.
К таким энергообъектам относятся:
· электростанции;
· подстанции РСК;
· подстанции смежных ПМЭС (смежных РСК);
· подстанции зарубежных государств;
· подстанции неэлектроэнергетической отрасли (ПС РЖД, ПС других субъектов ОРЭ и т. п.).
4). Все перечисленные выше группы данных должны не только выводиться на ДЩ коллективного пользования и АРМ ОП, но и быть доступны для представления по запросу на АРМ персонала служб, решающих задачи информационно-аналитического характера, как в самом ЦУС, так и в удаленных (МЭС, ТОиР, ФСК).
5). Средствами подсистемы должен обеспечиваться ввод и отображение текущей информации контроля схемы электрической сети и параметров, в том числе:
· контроля выхода текущих значений основных режимных параметров за установленные пределы и их возврата;
· контроль состояния диспетчерских (технологических) каналов связи;
· ведения оперативных баз данных текущего состояния электрической сети (с учетом отображения информации о допуске и наличии персонала ремонтных бригад) и др.
3.1.2. Подсистемы управления оперативными переключениями в электрических сетях
В составе ПТК ЦУС (а также подстанций) должны быть предусмотрены программно-технические средства, обеспечивающие возможность телеуправления оперативными переключениями в электрических сетях с АРМ оперативно-диспетчерского персонала ЦУС (и/или дистанционного управления с АРМ оперативного персонала подстанции), в том числе решения следующих задач:
· телеуправление и дистанционное управление коммутационными аппаратами (выключателями, отделителями, разъединителями, заземляющими ножами) присоединений 6 кВ и выше; устройствами РПН трансформаторного оборудования; СК, СТК, УШР, и др.; а также изменение групп уставок МП устройств РЗА, ПА. При этом доступ к функциям управления в системе должен определяться правами доступа (например: телеуправление может выполнять только диспетчер, менять уставки – релейный персонал, если эти операции не предусмотрены изменением положения накладок, и т. п.);
· автоматизированное формирование бланков переключений;
· контроль переключений по утвержденным бланкам с блокировкой недопустимых действий;
· формирование и ведение отчетности по оперативным переключениям;
· формирование журналов (отчетов) о состоянии электрической сети (отклонений от нормального состояния оборудовнаия, РЗА, ПА мест установки заземлений и т. п.);
· контроль и анализ внешних воздействий на сеть (климатика, пожары, грозы, обледенение проводов и т. д.) и фиксация неисправностей оборудования объектов диспетчеризации;
· информационная поддержка персонала при проведении оперативных переключений (предоставление нормативно-справочной информации);
· участие совместно с ДЦ СО-ЦДУ ЕЭС в ликвидации недопустимых режимов сети посредством управления реакторами, БСК, СК, СТК, изменением коэффициентов трансформации трансформаторов с РПН, отключения потребителей и др.
Организация диспетчерского телеуправления подстанциями
1). Для постепенного перехода к эксплуатации подстанций без постоянного дежурства оперативного персонала («необслуживаемые» подстанции) необходимо обеспечить надежное телеуправление основным оборудованием подстанций 35 кВ и выше, а также обеспечить удаленный доступ к устройствам защиты, автоматики, измерений.
Средства диспетчерского телеуправления должны обеспечивать:
· телеуправление оборудованием и устройствами объектов (ПС и ЛЭП);
· дистанционное изменение уставок устройств защиты, автоматики, измерений;
· контроль выполнения команд телеуправления.
· надежную блокировку возможности выдачи команд телеуправления (по предопределенным условиям);
2). В общем случае должна обеспечиваться возможность телеуправления:
· включением/отключением коммутационных аппаратов;
· изменением положений устройств РПН;
· плавным регулированием синхронных компенсаторов, регулируемых реакторов, другого аналогичного оборудования;
· заданием уставок устройствам релейной защиты, режимной автоматики, систем автоматического регулирования.
3). Надежность телеуправления оборудованием и устройствами должна обеспечиваться следующими мерами:
· исключением возможности одновременного управления одним и тем же оборудованием двумя и более диспетчерами (операторами) одного или разного уровней иерархии;
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 |
