Требования к обмену информацией об аварийных событиях
Информация об аварийных событиях должна содержать данные, предшествующие событию, данные в процессе события, а также данные после его ликвидации. Информация должна содержать следующие виды данных:
- запись изменений значений токов и напряжений присоединений главной электрической схемы; запись параметров высокочастотных постов быстродействующих защит высоковольтных линий; изменение состояния выключателей главной электрической схемы; факты срабатывания устройств релейной защиты присоединений, дифференциальной защиты шин и устройств резервирования при отказе выключателей; регистрация срабатывания отдельных ступеней резервных защит (срабатывание дистанционных и токовых органов до элементов выдержки времени); срабатывание устройств электроавтоматики, в том числе противоаварийной (специальной автоматики отключения нагрузки, автоматического повторного включения, автоматического включения резерва, автоматического регулятора напряжения, автоматики ликвидации асинхронного режима и др.); регистрация работы аппаратуры передачи команд телеотключения; объемы управляющих воздействий при срабатывании устройств противоаварийной автоматики.
Примечание:
Информация об аварийных событиях должна быть предоставлена по запросу Системного оператора посредством электронного обмена данными в течение 30 (тридцати) минут после запроса. Данная информация должна храниться у участников балансирующего рынка не менее 3 (трех) лет.
Требования к обмену информацией систем автоматического управления нормальными и аварийными режимами
При обмене информацией систем автоматического управления режимами должна быть обеспечена передача следующих видов информации доаварийного состояния и настройки систем автоматического управления:
Требования к передаче управляющей информации от систем автоматического регулирования частоты и мощности:
осуществление передачи команд на реализацию управляющих воздействий от устройств автоматики по выделенным каналам и в соответствии с требованиями к каналам связи по передаче технологической информации; наличие запасной специализированной аппаратуры; обеспечение надежного приема команд и следующих видов управляющих воздействий:- изменение генерирующей мощности электростанций, участвующих во вторичном и третичном регулировании частоты; изменение положений устройств регулирования напряжения трансформаторов под нагрузкой для регулирования напряжения и потребления;
При передаче управляющей информации от централизованных систем противоаварийной автоматики должны быть обеспечены:
- надежный прием/передача команд пусковых органов и управляющих воздействий; ступенчатое отключение нагрузки потребителей; ступенчатое отключение или ограничение генерирующей мощности электростанций; продолжительность цикла передачи команды телерегулирования не более 1 (одной) секунды. применение специализированной аппаратуры, дублирование аппаратуры и каналов связи.
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, кроме двухобмоточных, включенных по схеме единичного блока и двухобмоточных (авто-) трансформаторов связи; активная и реактивная мощности нагрузки высоковольтных линий 35 кВ и выше (либо с нагрузкой более 10 МВт), отходящих от электростанции; реактивная мощность реакторов; активные токи нагрузок всех присоединений 35 кВ и выше (либо с нагрузкой более 10 МВт) электростанции; напряжения на шинах (на каждой системе и секции) 35 кВ и выше; частота на стороне высшего или среднего напряжения электростанции; уровни верхнего и нижнего бьефов гидроэлектростанций.
Погрешность ТИ параметров технологического режима работы энергообъектов должна соответствовать нормам, устанавливаемым техническими регламентами и иными нормативными актами.
Телесигнализация, передаваемая в СО, должна содержать информацию о следующих параметрах:
- положение выключателей 35 кВ и выше (либо с нагрузкой более 10 МВт); положение выключателей генераторов; аварийно-предупредительная телесигнализация, содержащая общие предупредительные и аварийные сигналы о возникновении ненормальных ситуаций.
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 ниже 0,5 S, подключаемые к кернам измерительных трансформаторов класса точности не ниже 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.
Требования по организации системы обмена информацией 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. 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.
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 (кроме двухобмоточных, включенных по схеме единичного блока и двухобмоточных (авто-) трансформаторов связи в случае, если проектной схемой не предусмотрены трансформаторы тока и (или) напряжения с измерительными кернами со стороны обмотки высшего напряжения); 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, передаваемая в СО, должна содержать информацию о следующих параметрах:
- положение всех высоковольтных выключателей, разъединителей в цепях телеуправляемых выключателей; положение выключателей генераторов; аварийно-предупредительная телесигнализация, содержащая 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 ниже 0,5 S, подключенных к кернам измерительных трансформаторов класса точности не ниже 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 отдельных ГЭС, ГТП ТЭЦ, ГТП с признаком ЭВР, 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.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 |
