Регламент оперативного диспетчерского управления электроэнергетическим режимом объектов управления ЕЭС России (стр. 12 )

Требования к передаче ТИ:

-  время передачи основных ТИ с энергообъектов и энергопринимающих установок не должно превышать 1 (Одной) секунды, в отдельных случаях, в зависимости от уровня диспетчерского управления и принадлежности к той или иной подсистеме автоматизированной системы диспетчерского управления допускается цикл передачи до 5 (Пяти) секунд.

-  Продолжительность передачи телесигнализации не более 5 (Пяти) секунд.

-  Соответствие вероятности появления ошибки ТИ первой категории систем телемеханики ГОСТ 26.205-88.

-  Соответствие протокола передачи ТИ рекомендациям МЭК и, в частности, IEC 870-5-101/104, IEC 870-6 (TASE.2)/ICCP.

При модернизации и оснащении средствами ТМ присоединений должны использоваться цифровые датчики с классом точности не хуже 0.5 S, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 0.5.

Телеизмерения (ТИ) и телесигнализация (ТС) при передаче с энергообъектов должны содержать метки единого астрономического времени.

С целью совместимости создаваемой системы информационного обмена с общесистемной АСДУ Системного оператора состав технических и программных средств телемеханики, связи, ЦППС, ОИК, регистраторов, приборов контроля качества и т. д., а также вид и объем информации, протоколы передачи данных должны быть согласованы с СО на стадии подготовки технического задания.

11.  Требования по организации системы обмена информацией

а)  Организация второго (резервного) цифрового канала передачи данных до СО с пропускной способностью не менее 64 Кбит/с (при условии обеспечения мультиплексирования), с коэффициентом готовности по каждому направлению передачи должен быть не ниже 99,9 % и временем восстановления не более 5 (Пяти) минут.

б)  При создании системы передачи (приема) диспетчерских команд и информации о технологическом режиме работы энергообъектов и энергопринимающих установок в диспетчерский центр СО должно быть организовано не менее двух трактов, дублирующих друг друга, проходящих по географически разнесенным трассам или в разных физических средах передачи и обеспечивающих выполнение всех требований по надежности, достоверности и времени передачи информации. Допускается использование каналов с горячим резервированием.

12.  Требования к обмену ТИ

ТИ, передаваемые в СО, должны содержать информацию о следующих параметрах:

-  суммарная активная и реактивная мощности генераторов электростанции, а также по генераторам и отдельным группам генераторов и отдельным энергоблокам;

-  активная и реактивная мощности нагрузки по обмоткам высшего и среднего напряжения (авто) трансформаторов;

-  активная и реактивная мощности нагрузки всех высоковольтных линий, отходящих от электростанции;

-  реактивная мощность реакторов;

-  активные токи нагрузок всех присоединений электростанции;

-  напряжения на шинах (на каждой системе и секции);

-  частота на стороне высшего или среднего напряжения электростанции;

-  уровни верхнего и нижнего бьефов гидроэлектростанций.

Телесигнализация, передаваемые в СО, должна содержать информацию о следующих параметрах:

-  положение всех высоковольтных выключателей, разъединителей в цепях телеуправляемых выключателей;

-  положение выключателей генераторов;

-  аварийно-предупредительная телесигнализация, содержащую общие предупредительные и аварийные сигналы о возникновении ненормальных ситуаций.

Требования к передаче ТИ:

-  цикл передачи основных ТИ с энергообъектов и энергопринимающих установок не должен превышать 1 (Одной) секунды, в отдельных случаях, в зависимости от уровня диспетчерского управления и принадлежности к той или иной подсистеме автоматизированной системы диспетчерского управления допускается цикл передачи до 5 (Пяти) секунд.

-  Продолжительность передачи телесигнализации не более 5 (Пяти) секунд.

-  Cоответствие вероятности появления ошибки ТИ первой категории систем телемеханики ГОСТ 26.205-88.

-  Соответствовие протокола передачи ТИ рекомендациям МЭК и в частности IEC 870-5-101/104, IEC 870-6 (TASE.2)/ICCP.

Все присоединения должны быть оснащены цифровыми датчиками с классом точности не хуже 0.5 S, подключенных к кернам измерительных трансформаторов класса точности не хуже 0.5.

Должны быть предусмотрены мероприятия по защите информации от несанкционированного вмешательства, согласованные с СО.

Телеизмерения (ТИ) и телесигнализация (ТС) при передаче с энергообъектов должны содержать метки единого астрономического времени.

С целью совместимости создаваемой системы информационного обмена с общесистемной АСДУ Системного оператора состав технических и программных средств телемеханики, связи, ЦППС, ОИК, регистраторов, приборов контроля качества и т. д., а также вид и объем информации, протоколы передачи данных должны быть согласованы с СО на стадии подготовки технического задания.

Объем телеинформации созданной системы информационного обмена должен обеспечивать адекватность (наблюдаемость) модели реального времени расчетной электрической схемы схеме контролируемой электрической сети и оперативный контроль и регистрацию качества электрической энергии.

Привести в соответствие с Требованиями к информационному обмену технологической информацией с автоматизированной системой Системного оператора (Приложение 2 к Регламенту допуска к торговой системе оптового рынка).

[1] Под объектами потребления с регулируемой нагрузкой понимаются электроустановки потребителей, относящиеся к ГТП потребления с управляемой нагрузкой (см. Перечень определений и принятый сокращений).

[2] Под объектами генерации понимаются группы генераторов, относящиеся к ГТП генерации или к ГТП потребления с управляемой нагрузкой.

[3] «Постоянные» графики – графики изменения мощности режимных генерирующих единиц, которые относятся к ГТП ГЭС, ГТП ТЭЦ, работающих по вынужденному режиму, объектам генерации, соответствующим блок-станциям, при работе в условиях оптимизации режимов зависимого промышленного оборудования и любым дисквалифицированным ГТП.

[4] «Постоянным» графиком для дисквалифицированных ГТП является график, соответствующий точкам: либо ППБР, либо последнего УДГ текущих суток, в котором ценовая заявка данной ГТП учитывалась в конкурентном отборе на секторе отклонений.

[5] Под объектами управления понимается объект генерации или объект регулирования, относящийся к ГТП потребления с регулируемой нагрузкой.

[6] На момент запуска сектора отклонений время Т принимается равным 5 минутам. В дальнейшем указанное время может быть изменено в сторону уменьшения по решению СО.

[7] Мощность, размещенного на данном оборудовании первичного и вторичного резерва активной мощности в указанный диапазон не включается.

[8] Норматив на объем резерва устанавливается в отношении синхронно работающих территорий оперативного диспетчерского управления. Размещение резерва внутри таких территорий осуществляется в соответствии с заданиями подразделений СО, осуществляющими регулирование частоты на данных территориях.

[9] Мощность, размещенного на данном оборудовании первичного и вторичного резерва активной мощности в указанный диапазон не включается.

[10] Реквизиты диспетчерской команды, начиная с четвертого, не являются обязательными, необходимость наличия указанных реквизитов определяется дежурным диспетчером.