Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

59 страниц

548.00 ₽

Купить ГОСТ Р 55563-2013 — бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Распространяем нормативную документацию с 1999 года. Пробиваем чеки, платим налоги, принимаем к оплате все законные формы платежей без дополнительных процентов. Наши клиенты защищены Законом. ООО "ЦНТИ Нормоконтроль"

Наши цены ниже, чем в других местах, потому что мы работаем напрямую с поставщиками документов.

Способы доставки

  • Срочная курьерская доставка (1-3 дня)
  • Курьерская доставка (7 дней)
  • Самовывоз из московского офиса
  • Почта РФ

Излагает принципы проектирования и эксплуатации систем автоматизированного управления ГЭС. Он определяет функциональные возможности, эксплуатационные требования, требования к интерфейсу, возможностям аппаратных средств и системе обучения персонала. Он включает рекомендации по испытанию и приемке системы.

Настоящий стандарт согласовывает принципы проектирования, изготовления и ввода в действие новых и модернизируемых АСУ ТП ГЭС

 Скачать PDF

Содержит требования IEC 62270(2004)

Оглавление

1 Область применения

2 Нормативные ссылки

3 Термины и определения

4 Сокращения

5 Функциональные возможности

     5.1 Общие требования

     5.2 Возможности управления

     5.2.1 Иерархия управления

     5.2.2 Локальное (местное) управление

     5.2.2.1 Автоматическое управление агрегатом. Управление пуском/остановкой агрегата

     5.2.2.2 Синхронизация

     5.2.2.3 Режим синхронного компенсатора

     5.2.2.4 Управление агрегатами ГАЭС

     5.2.2.5 Оптимизация работы гидротурбины

     5.2.2.6 Контроль состояния сороудерживающих решеток

     5.2.2.7 Управление затворами водосливной плотины, управление выборочным водозабором напорного бассейна

     5.2.2.8 Управление пуском при потере питания ( Black start control)

     5.2.3 Централизованное управление

     5.2.3.1 Управление агрегатами

     5.2.3.2 Управление распределительным устройством, водосливом и вспомогательным оборудованием

     5.2.3.3 Групповое регулирование активной и реактивной мощности электростанции

     5.2.3.4 Оптимизация режима по воде и активной мощности

     5.2.3.5 Управление обводным каналом (береговым водосбросом)

     5.2.4 Внешнее управление

     5.2.4.1 Управление агрегатом и выбор функций централизованного управления

     5.2.4.2 Управление распределительным устройством, водосливом и вспомогательным оборудованием

     5.2.4.3 Автоматическое управление генерацией

     5.2.4.4 Ремонтные схемы

     5.2.4.5 Целостность данных

     5.3 Возможности сбора данных

     5.3.1 Сбор и обработка аналоговых сигналов

     5.3.2 Сбор и обработка дискретных сигналов

     5.3.3 Обнаружение пожара, пожаротушение и обеспечение безопасности людей

     5.3.4 Данные о безопасности электростанции

     5.4 Сигнализация и диагностика

     5.5 Отчетная информация

     5.6 Интерфейс управления техническим обслуживанием

     5.7 Архивирование и восстановление данных

     5.8 Планирование и прогнозирование режима

     5.9 Доступ к данным

     5.10 Требования к квалификации и обучение персонала

     5.11 Типичные параметры управления

6 Архитектура системы, коммуникации и базы данных

     6.1 Общие положения

     6.2 Классификация систем

     6.2.1 Краткий обзор

     6.2.2 Классификация архитектур АСУ ТП ГЭС

     6.2.3 Функциональное и территориальное распределение

     6.3 Характеристики структуры системы

     6.3.1 Общие положения

     6.3.2 Стандарты открытых систем

     6.3.3 Организация коммуникаций в сети

     6.3.3.1 Общие положения

     6.3.3.2 Коммуникации и электрическая сеть

     6.3.3.3 Функции передачи данных

     6.3.3.3.1 Проверка и управление

     6.3.3.3.2 Конфигурация и инициализация узла управления

     6.3.3.4 Требования к обмену данными управления

     6.3.3.4.1 Общие положения

     6.3.3.4.2 Реакции связи времени

     6.3.3.4.2.1 Готовность к обработке данных

     6.3.3.4.2.2 Задержки передачи данных

     6.3.3.4.2.3 Выполнение управляющей команды

     6.3.3.4.2.4 Полное время задержки системы управления

     6.3.3.4.3 Надежность

     6.3.4 Безопасность

     6.3.4.1 Прозрачность сети передачи данных

     6.3.4.2 Диагностика

     6.3.4.3 Техническое обслуживание

     6.4 Сети данных систем управления

     6.4.1 Общие положения

     6.4.2 Топология ЛВС

     6.4.2.1 Общие положения

     6.4.2.2 Характеристики ЛВС

     6.4.2.3 Классификация локальных сетей

     6.4.2.4 Классификация топологии сети

     6.4.2.4.1 Общие положения

     6.4.2.4.2 Топология «звезда»

     6.4.2.4.3 Топология «кольцо»

     6.4.2.4.4 Топология «шина»

     6.4.2.4.5 Топологии, используемые в АСУТП ГЭС

     6.4.2.4.6 Собственные (патентованные) шинные топологии

     6.4.3 Физическая среда передачи данных

     6.5 Базы данных и состав программного обеспечения

     6.5.1 Открытые устройства и базы данных

     6.5.2 Реальное время против нереального времени в разработке баз данных

     6.5.3 Конфигурация программного обеспечения

     6.5.3.1 Специальное программное обеспечение

     6.5.3.2 Серийно-выпускаемое программное обеспечение

7 Пользовательские и станционные интерфейсы

     7.1 Пользовательские интерфейсы

     7.1.1 Устройства ввода

     7.1.2 Устройства вывода

     7.2 Станционные интерфейсы

     7.2.1 Типы

     7.2.1.1 Цифровой, контактный и импульсный вход

     7.2.1.2 Цифровые и контактные выходы

     7.2.1.3 Аналоговые входы

     7.2.1.4 Аналоговые выходы

     7.2.1.5 Аналого-цифровое/цифроаналоговое преобразование

     7.2.1.6 Стандарты полевых устройств и шин

     7.2.2 Источники информации

     7.2.3 Защита ввода — вывода

     7.2.4 Процесс сбора

     7.2.4.1 Скорость сканирования

     7.2.4.2 Частота архивирования данных

8 Характеристики системы

     8.1 Общие положения

     8.2 Резервирование ГА

9 Рекомендуемые испытания и критерии приемки

     9.1 Требования к конкретным испытаниям

     9.1.1 Заводские приемочные испытания

     9.1.2 Полевые испытания

     9.2 Обеспечение качества

     9.3 Приемка

10 Управление системой

     10.1 Обслуживание

     10.2 Обучение

     10.3 документация

Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии ссылочных национальных и межгосударственных стандартов региональным и международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте

Приложение ДБ (справочное) Термины и определения, приведенные в МЭК 62270

Приложение ДВ (обязательное) Замененный текст МЭК 62270:2004 «Автоматизация гидроэлектростанций. Руководство по компьютерному регулированию"

Приложение ДГ (обязательное) Текст МЭК 62270:2004 «Автоматизация гидроэлектростанций. Руководство по компьютерному регулированию», не включенный в настоящий стандарт

Библиография

 
Дата введения01.07.2015
Добавлен в базу01.10.2014
Актуализация01.01.2019

Этот ГОСТ находится в:

Организации:

28.08.2013УтвержденФедеральное агентство по техническому регулированию и метрологии651-ст
ИзданСтандартинформ2014 г.
РазработанУправление технического регулирования и стандартизации Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии
РазработанОАО НИИЭС

Renewable power engineering. Hydroelectric power plants. Hydroelectric power plant automation. Guide for computer-based control

Нормативные ссылки:
Стр. 1
стр. 1
Стр. 2
стр. 2
Стр. 3
стр. 3
Стр. 4
стр. 4
Стр. 5
стр. 5
Стр. 6
стр. 6
Стр. 7
стр. 7
Стр. 8
стр. 8
Стр. 9
стр. 9
Стр. 10
стр. 10
Стр. 11
стр. 11
Стр. 12
стр. 12
Стр. 13
стр. 13
Стр. 14
стр. 14
Стр. 15
стр. 15
Стр. 16
стр. 16
Стр. 17
стр. 17
Стр. 18
стр. 18
Стр. 19
стр. 19
Стр. 20
стр. 20
Стр. 21
стр. 21
Стр. 22
стр. 22
Стр. 23
стр. 23
Стр. 24
стр. 24
Стр. 25
стр. 25
Стр. 26
стр. 26
Стр. 27
стр. 27
Стр. 28
стр. 28
Стр. 29
стр. 29
Стр. 30
стр. 30

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ ГОСТР стандарт    55563—

федерации (МЭК 62270:2004)


российской    2013

Возобновляемая энергетика. Г идроэлектростанции

АВТОМАТИЗАЦИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Руководство по автоматизированному управлению

IEC 62270:2004 Hydroelectric power plant automation — Guide for computer-based control (MOD)

Издание официальное

Москва

Стандартинформ

2014

Предисловие

1    ПОДГОТОВЛЕН Открытым акционерным обществом Научно-исследовательского института энергетических сооружений (ОАО «НИИЭС»)

2    ВНЕСЕН Управлением технического регулирования и стандартизации Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 28 августа 2013 г. № 651-ст

Настоящий стандарт является модифицированным по отношению к международному стандарту МЭК 62270:2004 «Автоматизация гидроэлектростанций. Руководство по компьютерному регулированию» (IEC 62270:2004 «Hydroelectric power plant automation — Guide for computer-based control») путем изменения отдельных фраз (слов, значений показателей), выделенных курсивом.

В настоящий стандарт не включены следующие разделы из примененного международного стандарта1: 7.2,7.2.1,7.2.2,7.3,7.4,7.4.1,7.4.2,7.4.2.1.7.4.2.2,7.4.2.3,7.4.2.4,8,8.1,8.2,8.3,8.4.1,8.4.3,8.5,9, 9,1,9.2, 9.3,9,4, 9.6, 9.7, 9.8, 11.2.1,11.2.2, 11.3.1, 11.3.2.

Причина исключения указанных разделов заключается в том, что они имеют описательный характер и являются излишне подробными.

Текст МЭК 62270:2004, не включенный в настоящий стандарт, приведен в приложении ДГ.

Замененный текст МЭК 62270:2004 — в соответствии с приложением ДВ.

Раздел «Нормативные ссылки» изложен в соответствии с ГОСТ 1.5-2001 и включает в себя обозначения национальных и межгосударственных стандартов, на которые имеются ссылки в настоящем стандарте. Сведения о соответствии ссылочных национальных и межгосударственных стандартов стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте отражены в приложении ДА.

Раздел «Термины и определения» изменен относительно примененного международного стандарта и изложен в соответствии с ГОСТ 1.5-2001. Термины и определения, содержащиеся в МЭК62270, изложены в приложении ДБ.

В настоящий стандарт добавлен раздел Библиография, изложенный в соответствии с ГОСТ 1.5-2001, ГОСТ Р 1.7-2008.

Внесение указанных технических изменений связано с особенностями объекта и аспекта стандартизации, характерными для Российской Федерации

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Правила применения настоящего стандарта установлены в ГОСТ Р 1.0-2012 (раздел 8). Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном (по состоянию на 1 января текущего года) информационном указателе «Национальные стандарты», а официальный текст изменений и поправок — в ежемесячном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ближайшем выпуске ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (gost.ru)

ГОСТ Р 55563-2013

3.45    среднее время ремонта: Временной интервал (в часах) между отказом оборудования и возвратом его в рабочее состояние.

3.46    считывание (запрос): Процесс, при котором система сбора информации с определенной частотой последовательно запрашивает данные у удаленных станций.

3.47    технологические защиты ГА: Автоматические устройства САУ ГА, действующие на сигнал, на отключение от управления ГР AM и/или на останов ГА при выходе его контролируемых технологических параметров (в том числе вибрационных, тепловых и пр.) за допустимые по условиям эксплуатации пределы.

3.48    технологические ограничения регулировочного диапазона: Ограничения нагрузок в пределах регулировочного диапазона ГА, возникшие вследствие действия природных факторов (например, уменьшение напора) или вследствие ухудшения технического состояния основного оборудования ГА, подтвержденного в установленном порядке.

3.49    философия/принцип управления: Концепция, на которой базируется система управления электростанции.

3.50    централизованное управление: Управление, при котором воздействия на агрегаты и их компоненты осуществляется с центрального пульта управления ГЭС.

3.51    центральный регулятор ГР AM: Устройство, являющееся составной частью ГР AM ГЭС, обеспечивающее формирование и распределение заданий по активной мощности между подключенными к ГР AM гидроагрегатами ГЭС с учетом установленных ограничений.

3.52    цикл/период считывания: Время (в секундах), требующееся чтобы осуществить сбор данных (например, все данные от одного контроллера, все данные от всех контроллеров, все данные определенного типа от всех контроллеров).

3.53    цифро-аналоговое преобразование:

1)    Выработка аналогового сигнала, пропорционального по величине значению входного цифрового сигнала;

2)    Преобразование информации из цифровой формы в аналоговую.

3.54    шина данных: Элемент сетевой технологии, при которой станции обработки данных совместно используют единую среду коммуникаций и получают передающиеся с ее помощью данные одновременно.

3.55    шлюз: Устройство, позволяющее объединить две сети, использующие различные технологии (протоколы) обмена данными.

3.56    экспертная система: Компьютерная программа, способная частично заменить специа-листа-эксперта в разрешении проблемной ситуации и получать решения на основе новой, сомнительной и неполной информации с обозначенной степенью достоверности. Включает в себя элементы оценочного мышления и экспериментальных знаний для различных приложений.

4 Сокращения

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АРВ — автоматическое регулирование возбуждения;

АРН — автоматическое регулирование напряжения;

АСУТП — автоматизированная система автоматизированного управления технологическим процессом;

ГА — гидроагрегат;

ГАЭС — гидроаккумулирующая электростанция;

ГР AM — групповое регулирование активной мощности;

ГРНРМ — групповое регулирование напряжения и реактивной мощности;

ГТС — гидротехнические сооружения;

ГЭС — гидроэлектрическая станция;

КТС — комплекс технических средств;

ЛВС — локальная вычислительная сеть;

МЭК — Международная электротехническая комиссия;

ПО — программное обеспечение;

ПТК — программно-технический комплекс;

САУ ГА — система автоматического управления ГА;

IEEE — (аббр. от англ. Institute of Electrical and Electronics Engineers) Институт инженеров по электротехнике и электронике;

5

ISO — (аббр. от англ. International Standard Organization) Международная организация по стандартизации;

OSI — (аббр. от англ. Open Systems Interconnection) взаимодействие открытых систем;

SCADA — (аббр. от англ. Supervisory Control And Data Acquisition) Автоматизированная система, предназначенная для разработки или работы в реальном времени систем сбора, обработки, отображения и архивирования информации об объекте управления.

5 Функциональные возможности

5.1    Общие требования

5.1.1    Автоматизация технологических процессов производства и выдачи электроэнергии должна осуществляться путем автоматизации управления основным и вспомогательным технологическим оборудованием ГЭС. АСУ ТП должна выполняться в виде взаимоувязанных устройств и систем, обеспечивающих централизованное автоматизированное или автоматическое управление, а также связь с пунктами внешнего управления ГЭС.

5.1.2    АСУ ТП выполняется на базе ПТК, представляющих собой комплексы технических средств с установленным на них программным обеспечением, микропроцессорных (процессорных) программируемых устройств (комплексов, систем) локального контроля и управления, поставляемых в комплекте с технологическим оборудованием заводами-изготовителями данного оборудования и специализированными фирмами, а также различных датчиков сбора информации.

5.1.3    Построение АСУ ТП должно соответствовать требованию обеспечения автономной работы каждого ПТК, микропроцессорных программируемых устройств (комплексов, систем) локального контроля и управления оборудованием в объеме возложенных на них функций и с возможностью обеспечения диалога с персоналом (оперативным и обслуживающим) ГЭС.

5.1.4    АСУТП должна строиться как человеко-машинная система, работающая в реальном времени, с учетом минимизации трудозатрат на её создание и обслуживание.

5.1.5    АСУ ТП в целом должна обладать избыточностью (функциональной, технической и программной), что обеспечивает ее высокую долговечность и надежность функционирования при возможных отказах отдельных компонент.

5.1.6    АСУ ТП технически и функционально обеспечивает последующую модернизацию, развитие и расширение.

5.1.7    АСУ ТП должна выполняться на базе КТС и ПТК, объединенных между собой одной или несколькими ЛВС, а также контрольными кабелями и кабелями управления.

5.1.8    Количество уровней АСУТП, количество ЛВС, а также состав КТС и ПТК должны определяться и обосновываться при проектировании конкретной АСУ ТП.

5.1.9    ЛВС должна строиться с использованием наиболее распространенных сетевых технологий в соответствии с ГОСТ серии 35.110.

Примечание — В зарубежной литературе — FastEthernet (стандарт [3]), GigabitEthernet, (стандарт [4]), Token Ring (стандарт [5]), 100VG -AnyLAN (стандарт [6]), FDD! (стандарт [7]).

5.1.10    Топология кабельной сети может представлять собой схему «Звезды», «Кольца», «Дерева», «Сетки».

5.1.11    Выход из строя отдельных компонентов АСУ ТП (КТС, ПТК, ЛВС и др.) не должен приводить к выходу из строя в целом АСУТП и не должен приводить к изменению предшествующего режима работы и состояния технологического оборудования, контролируемого (управляемого) данными компонентами АСУТП.

5.2 Возможности управления

5.2.1    Иерархия управления

5.2.1.1    Построение АСУ ТП должно основываться на современных информационно-технологических принципах построения систем управления с использованием современных программных и технических средств, выполненных на микропроцессорной (процессорной) элементной базе и учитывающих индивидуальные особенности автоматизируемого оборудования, и также его установку на объекте.

5.2.1.2    АСУТП должна строиться как многоуровневая распределенная человеко-машинная система, работающая в реальном времени.

5.2.1.3    Количество уровней контроля и управления должно быть не менее двух:

ГОСТ Р 55563-2013

-    верхний (станционный) уровень контроля и управления АСУТП, на котором осуществляются централизованные контроль (наблюдение) за технологическим процессом по всей станции и управление работой станции с центрального поста управления;

-    нижний (агрегатный) уровень контроля и управления АСУТП, на котором осуществляется непосредственное взаимодействие с контролируемым технологическим оборудованием станции (гидроагрегаты, трансформаторы, выключатели и др.).

5.2.1.4    На нижнем уровне контроля и управления АСУ ТП обеспечивается ввод и обработка информации, поступающей от технологического оборудования станции и вывод управляющих воздействий на исполнительные устройства и исполнительные механизмы технологического оборудования.

5.2.1.5    Допускается выделение среднего (промежуточного) уровня контроля и управления АСУ ТП. Средний уровень контроля и управления АСУТП — это уровень, на котором осуществляется контроль и управление частью технологического оборудования, объединенного по функционально-территориальному признаку, например, блоки «гидроагрегат-трансформатор», крупные отдельно стоящие распределительные устройства и т. д.

5.2.1.6    Комбинация автоматизированного и неавтоматизированного оборудования, используемого для управления агрегатом, электростанцией и системой, должна основываться на классификации, приведенной в таблице 1.

Таблица 1 — Категории управления для гидроэлектростанций

Категория управления

Подкатегория

Примечания

Местоположение

Локальное (местное)

Непосредственное воздействие на управляемое оборудование или воздействие на него в пределах прямой видимости

Местоположение

Централизованное

Удаленное в пределах станции воздействие на управляемое оборудование

Внешнее (вне места размещения оборудования)

Удаленное воздействие на управляемое оборудование с пункта, расположенного вне территории станции

Режим (степень автоматизации)

Ручной

Каждая операция требует отдельного управляющего воздействия оператора; может применяться для любого из трех местоположений.

Каждая операция требует отдельного и прерывистого создания (инициирования), может быть применима к любому из трех месторасположений

Режим (степень автоматизации)

Автоматизированный

Несколько операций выполняются посредством одного управляющего воздействия оператора; может применяться для любого из трех местоположений. Несколько операций подгоняются (форсируются) единичным созданием (инициированием), может применяться к любому из трех местоположений

Автоматический

Операции выполняются без управляющих воздействий со стороны оператора

Взаимодействие с персоналом

С участием оператора

Оператор всегда присутствует и инициирует управление

Без участия оператора

Объект обыкновенно работает без обслуживающего персонала

5.2.1.7    Ручное управление применяется при тестировании, техническом обслуживании, и как резерв автоматического управления. Средства ручного управления устанавливаются рядом с управляемыми устройствами, такими как насосы, компрессоры, клапаны и др. Передача управления на более высокий уровень выполняется переключением ключа ручного управления, установленного на управляемом оборудовании.

5.2.1.8    Надежность средств автоматизации позволяет реализовывать функцию ручного управления при помощи средств автоматизации и уменьшить этим сложность системы управления.

5.2.19 В аварийных ситуациях, которые требуют быстрого отключения оборудования, в систему управления включается специальное защитное оборудование (защиты). Защиты электрического и механического оборудования и основного технологического процесса строятся на релейной, полупроводниковой (транзисторной) или микропроцессорной базе.

5.2.1.10    Задачи и функции АСУ ТП должны быть распределены между иерархическими уровнями управления:

-    станционным (верхним) уровнем дистанционного автоматизированного управления;

-    локальными (агрегатными и др.) системами автоматического управления;

-    местными программно-техническими комплексами контроля и управления.

5.2.1.11    Распределение задач между уровнями иерархии должно быть сделано в соответствии с принадлежностью объектов управления к видам технологического оборудования с учетом:

-    масштаба времени выполнения функции;

-    регламента выполнения функции;

-    места и способа использования результата выполнения функции.

5.2.1.12    С технической точки зрения АСУ ТП должна быть построена как интегрированный информационно-управляющий комплекс, объединяющий местные средства и устройства автоматизации управления, контроля и защиты оборудования, локальные системы автоматического управления и общестанционные системы автоматизированного управления, контроля и диагностики, а также части систем внешнего управления, таких как централизованная система АРЧМ, про-тивоаварийной автоматики, диспетчерского управления и т. д.

5.2.1.13    Верхний уровень иерархии управления АСУ ТП должен включать в себя:

-    ПТК групповых функций и задач контроля, диагностики, управления и защиты;

-    информационно-измерительные системы измерения и расчета общестанционных параметров;

-    информационно-измерительную систему измерения и расчета параметров состояния гидротехнических сооружений;

-    систему сбора, накопления, хранения, архивирования и представления информации о режиме и состоянии оборудования и сооружений станции;

-    систему передачи данных по технологическим и диспетчерским каналам связи;

-    щиты дистанционного управления станцией, подстанциями и вспомогательными системами станционного уровня.

5.2.1.14    В состав верхнего уровня АСУТП должны включаться средства резервного копирования и хранения текущей и архивной информации («черный ящик»), питание которых должно осуществляться раздельно с основными средствами хранения текущей и архивной информации.

5.2.1.15    Средства основного хранения текущей и архивной информации и средства резервного копирования и хранения текущей и архивной информации должны размещаться в разных помещениях, исключающих одновременное возникновение аварийной ситуации.

5.2.2 Локальное (местное) управление

Локальное управление реализуется средствами, расположенными рядом суправляемым технологическим оборудованием.

Основными средствами локального управления являются системы автоматического управления агрегатного уровня, осуществляющие:

-    управление технологическими процессами гидроагрегата, контроль и диагностику состояния основного и вспомогательного оборудования агрегата, электрического, гидромеханического и вспомогательного оборудования;

-    измерения и передачу управляющих воздействий на технологические устройства ГЭС;

-    координацию работы устройств и средств локальной автоматики, систем сигнализации и оповещения о нештатных ситуациях.

Локальные системы автоматического управления должны выполнять свои функции управления, контроля и диагностики как в составе АСУ ТП, так и самостоятельно в случае возникновения нештатных ситуаций.

К локальным системам автоматического управления должны быть отнесены системы автоматического управления:

-    гидроагрегатами;

-    аварийно-ремонтными затворами агрегатов и (в случае необходимости) водосливной плотины;

-    блочными трансформаторами;

8

ГОСТ Р 55563-2013

-    распределительными устройствами высокого и среднего напряжения;

-    станционным пневматическим хозяйством;

-    электроснабжения собственных нужд станции;

-    приточно-вытяжной вентиляции;

-    системами пожаротушения и пожарной безопасности.

5.2.2.1 Автоматическое управление агрегатом. Управление пуском/остановкой агрегата

Наиболее очевидное использование автоматизации для электростанции — это автоматизация управления агрегатами.

САУ ГА должна выполнять функции:

-    регулирования параметров;

-    автоматического управления и сигнализации;

-    технологических защит;

-    теплового контроля;

-    вибрационного контроля;

-    управления возбуждением;

-    электрических защит;

-    регистрации технологической информации.

Система автоматического управления агрегатом (технологическая автоматика агрегата) должна обеспечить выполнение следующих технологических функций управления, контроля, защиты, диагностики, регистрации работы основного и вспомогательного оборудования гидроагрегата:

-    постоянную готовность остановленного агрегата к пуску;

-    нормальный пуск агрегата и включение генератора на параллельную работу с энергосистемой;

-    нормальную остановку агрегата;

-    аварийную остановку агрегата;

-    перевод агрегата из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно;

-    работу агрегата в режиме синхронного компенсатора;

-    управление пожаротушением генератора;

-    управление и контроль состояния гидротурбины;

-    управление и контроль состояния вспомогательных механизмов генератора;

-    защиту агрегата при неисправности;

-    автоматическое регулирование частоты вращения и активной мощности агрегата;

-    работу агрегата на холостом ходу, на энергосистему или изолированную нагрузку;

-    работу агрегата в режиме группового регулирования;

-    автоматическое управление маслонапорной установкой;

-    контроль и диагностику технического состояния агрегата;

-    регистрацию режимов работы основного и вспомогательного оборудования агрегата;

-    контроль технического состояния датчиков и технологических параметров;

-    управление аварийно-ремонтным затвором;

-    сигнализацию о нештатном состоянии агрегата и регистрацию параметров аварийного режима агрегата.

Технологическая автоматика выполняет функции автоматического управления гидроагрегатом, осуществляя пуск агрегата в режим холостого хода турбины, холостого хода генератора, генераторный режим, нормальную и аварийную остановку агрегата, перевод агрегата из одного режима в другой, работу агрегата в режиме синхронного компенсатора, управление системой пожаротушения, системой технического водоснабжения, управление и контроль гидротурбины вспомогательными механизмами, гидромеханическую защиту агрегата.

Реализация функций автоматического управления гидроагрегатом, формирование управляющих воздействий, определение текущего состояния агрегата, формирование аварийных и предупредительных сигналов, выполнение задаваемых оператором или автоматическими устройствами команд осуществляется в соответствии с технологическими алгоритмами автоматического управления гидроагрегатом.

В соответствии с особенностями оборудования и режима ГЭС задачи агрегатной технологической автоматики могут быть расширены за счет увеличения числа датчиков и измеряемых с их помощью параметров состояния оборудования, что позволит осуществлять контроль и оперативную диагностику состояния оборудования в реальном масштабе времени.

9

5.2.2.2    Синхронизация

Синхронизация обычно выполняется вручную, либо с помощью автоматического синхронизатора.

Автоматический синхронизатор может быть самостоятельным устройством локального управления или входить в состав технических средств технологической автоматики. Он изготавливается на основании отдельных технических требований или технических условий, в которых описывается назначение, функции, технические характеристики, условия эксплуатации, транспортирование и хранение, комплект поставки, методы настройки, методы наладки.

5.2.2.3    Режим синхронного компенсатора

Для регулирования напряжения и реактивной мощности в энергосистеме ГА ГЭС могут работать в режиме синхронного компенсатора. Синхронный компенсатор представляет собой синхронный двигатель, работающий без нагрузки на валу; при этом по обмотке якоря проходит практически только реактивный ток.

Технологическая автоматика (САУ ГА) должна обеспечивать перевод гидроагрегата из генераторного режима в режим синхронного компенсатора и обратно, а также работу агрегата в режиме синхронного компенсатора.

В режиме синхронного компенсатора технологическая автоматика должна обеспечивать нормальное функционирование системы отжатия воды из отсасывающей трубы.

5.2.2А Управление агрегатами ГАЭС

АСУТП обеспечивает управление работой ГА в насосном и турбинном режимах. Система должна управлять коммутационной аппаратурой и вспомогательным оборудованием для пуска ГА в любом режиме. Несколько основных функций, легко осуществляемых в АСУТП, вкпючаютучет времени работы ГА в насосном режиме, автоматический перезапуск таймера, когда ГА не удается пустить в установленное время, определение какой ГА должен быть включен для оптимизации режима работы агрегатов мно-гоагрегатой станции. Эти функции могут быть осуществлены на станционном уровне при прямом управлении ГА или с помощью средств САУ ГА многоуровневой АСУ ТП. Основные преимущества использования АСУ ТП для управления режимом работы агрегатами ГАЭС: простое техническое обслуживание, простая модификация и постоянный доступ к диагностической информации.

Технологическая автоматика (САУ ГА) должна обеспечивать управление процессом перевода агрегата ГАЭС из генераторного или компенсаторного режима в насосный и обратно, а также работой агрегата в каждом из указанных выше режимов. При этом управление должно осуществляться в следующих ситуациях:

-    нормальный пуск в генераторный режим;

-    экстренный пуск в генераторный режим;

-    пуск в режим холостого хода турбины;

-    пуск в режим холостого хода генератора;

-    нормальный пуск в режим синхронного компенсатора с генераторным вращением;

-    перевод из генераторного режима в режим синхронного компенсатора с генераторным вращением и обратно;

-    нормальный пуск в насосный режим;

-    экстренный пуск в насосный режим;

-    нормальный пуск в режим синхронного компенсатора с насосным вращением;

-    перевод из насосного режима в режим синхронного компенсатора с насосным вращением и обратно;

-    перевод в насосный режим из генераторного режима и обратно;

-    перевод из генераторного режима в режим синхронного компенсатора с насосным вращением и обратно;

-    перевод из насосного режима в режим синхронного компенсатора с генераторным вращением и обратно;

-    перевод из режима синхронного компенсатора с генераторным вращением в режим синхронного компенсатора с насосным вращением и обратно;

-    нормальный останов из генераторного режима;

-    аварийный останов из генераторного режима;

-    нормальный останов из режима синхронного компенсатора с генераторным вращением;

-    аварийный останов из режима синхронного компенсатора с генераторным вращением;

-    нормальный останов из насосного режима;

-    аварийный останов из насосного режима;

-    нормальный останов из режима синхронного компенсатора с насосным вращением;

ГОСТ Р 55563-2013

- аварийный останов из режима синхронного компенсатора с насосным вращением.

5.2.2.5    Оптимизация работы гидротурбины

Под оптимизацией работы гидротурбины понимается выбор режима ее работы, при котором будут удовлетворяться критерии:

а)    работы турбины в области максимума КПД;

б)    работы турбины с минимальными потерями напора и мощности;

в)    работы турбины в области допустимой по величине вибрации, биения вала;

г)    работы турбины с минимальной кавитацией.

Для управления режимом работы турбины необходима информация от датчиков уровня верхнего и нижнего бьефов о величине потерь напора в водопроводящих сооружениях, значениях расхода воды в водопроводящем тракте турбины, значения вибрации и биения вала, а также энергетические и кавитационные характеристики турбины.

5.2.2.6    Контроль состояния сороудерживающих решеток

Технологическая автоматика (САУ ГА) агрегата должна обеспечивать информацию о степени засоренности сороудерживающих решеток, измеряя уровень воды до и после сороудерживающих сооружений. Эта информация используется для планирования мероприятий по очистке сороудерживающих решеток, а также при оптимизации работы гидротурбин и выборе состава работающих агрегатов и распределении между ними активной и реактивной мощности.

5.2.2.7    Управление затворами водосливной плотины, управление выборочным водозабором напорного бассейна

Одной из задач управления режимами ГЭС является поддержание заданного расхода, уровня и температуры воды в нижнем бьефе, что определяется требованиями неэнергетических водопользователей.

При использовании многосекционных плоских затворов водосливной плотины можно обеспечивать забор воды с допустимой глубины водохранилища, если имеется оперативная информация о зна-ченияхтемпературы воды в верхнем и нижнем бьефе. Управление многосекционными затворами может быть также полезно для регулирования растворенного в воде кислорода.

5.2.2.8    Управление пуском при потере питания (Black start control)

При отключении питания ГЭС со стороны энергосистемы и потере собственных нужд станции необходимо осуществить так называемый «темный» пуск агрегатов.

Управление пуском агрегата должно осуществляться как автоматически (при подаче питания на устройства автоматики), так и вручную с подачей команды с центрального или местного пульта управления.

5.2.3 Централизованное управление

Централизованное управление осуществляется на верхнем (станционном) уровне иерархии управления АСУ ТП. Централизованно решаются задачи управления агрегатами и агрегатными блоками, оборудованием распределительных устройств, станционным масляным хозяйством, компрессорными высокого и низкого давления, насосными станциями откачки воды из проточной части турбины, насосными питьевого водоснабжения, затворами водосливной плотины, а также задачи контроля, диагностики и защиты общестанционного оборудования, измерения и расчета общестанционных параметров, измерения и расчета параметров состояния ГТС, сбора, накопления, хранения, архивирования и представления информации о режиме и состоянии оборудования и сооружений станции, передачи данных по технологическим и диспетчерским каналам связи.

5.2.3.1    Управление агрегатами

При централизованном управлении ГА решаются задачи группового регулирования частоты, активной и реактивной мощности, выбора состава работающего оборудования (агрегатов) и распределения активной и реактивной мощности между ними. Также должны решаться задачи запуска программ технологической автоматики, в частности пуска и остановки агрегатов, проверка работоспособности систем автоматики агрегатного уровня (САУ ГА).

Примечание — Более подробно задачи группового уровня определяются стандартами организаций, проектирующих и эксплуатирующих ГЭС.

5.2.3.2    Управление распределительным устройством, водосливом и вспомогательным оборудованием

Управление распределительными устройствами должно осуществлять функции:

11

-    защиты;

-    противоаварийной автоматики;

-    сигнализации, измерений и оперативного управления;

-    контроля и управления оборудованием и средствами автоматизации.

Автоматическое управление водосливными сооружениями должно обеспечивать функции:

-    контроля и управления затворами и гидроприводами затворов береговых водосливных сооружений (при их наличии);

-    контроля положения и состояния затворов водосбросной части плотины.

Автоматическое управление электроснабжением собственных нужд должно осуществлять

функции:

-    защиты;

-    сигнализации, измерений и оперативного управления;

-    контроля и управления оборудованием и средствами автоматизации.

Автоматическое управление станционным маслохозяйством должно обеспечивать управление процессами вывода маслонаполненного оборудования в ремонт и из ремонта, процессами масло-подготовки, маслонасосами и запорной арматурой.

Автоматическое управление пневматическим хозяйством станции обеспечивает автоматизацию управления пневматическим оборудованием машинного зала высокого и низкого давления. В частности должны решаться задачи автоматического управления компрессорами и запорной арматурой, контроля состояния параметров режима работы оборудования пневмохозяйства (температуры, давления, уровня масла и воды) и защиты от возникновения нештатных ситуаций.

Автоматическое управление техническим водоснабжением и системой пожаротушения должно осуществлять функции контроля состояния оборудования и пожарной обстановки, управление устройствами и запорной арматурой систем пожаротушения.

Автоматическое управление откачкой дренажных и артезианских вод должно обеспечить автоматизацию процесса откачки воды, поступающей из дренажных скважин, от протечек воды через тело плотины, здание ГЭС, уплотнения затворов нижнего и верхнего бьефов, с монтажной площадки и крышек турбин гидроагрегатов.

Полный перечень общестанционных систем автоматизации, зависящий от конструктивных особенностей ГЭС и ее оборудования, должен быть конкретизирован в стандартах эксплуатирующих ГЭС организаций и задан в техническом задании на разработку АСУ ТП.

5.2.3.3 Групповое регулирование активной и реактивной мощности электростанции

Система ГР AM должна выполнять функции:

-    автоматического ведения графика плановой мощности станции;

-    организации информационного обмена с системными средствами автоматического регулирования частоты и активной мощности для получения внепланового задания мощности;

-    расчета задания мощности частотной коррекции;

-    расчета суммарного задания мощности для гидроагрегатов;

-    автоматического распределения нагрузки между подключенными агрегатами;

-    автоматического пуска и отключения агрегатов (если это необходимо для выполнения планового задания мощности и поддержания нормативного диапазона вторичного регулирования).

Автоматическое распределение нагрузки между подключенными к центральному регулятору ГР AM агрегатами должно производиться с учетом наличия нежелательных зон работы агрегатов по одному из критериев:

-    равенство значений активной мощности или положений основного регулирующего органа ГЛ;

-    минимум суммарных потерь мощности или расхода воды через агрегаты ГЭС при учете различий в энергетических характеристиках ГЛ.

При распределении нагрузки между ГА по критерию максимального КПД ГР AM должен учитывать определенный (рациональный) состав агрегатов.

Задания центрального регулятора должны выполняться индивидуальными регуляторами частоты вращения агрегатов. Прямое действие центрального регулятора на исполнительные органы агрегата, в том числе для изменения режима его работы, не допускается.

Гоупповое регулирование напряжения и реактивной мощности должно осуществляться при помощи центрального регулятора напряжения, обеспечивающего:

-    автоматическое ведение графика напряжения на шинах станции;

-    автоматическое распределение реактивной мощности между подключенными генераторами;

ГОСТ Р 55563-2013

-    автоматическое изменение режимов работы генераторов (если это необходимо для поддержания заданного уровня напряжения на шинах станции).

Автоматическое распределение реактивной мощности между подключенными к центральному регулятору генераторами должно производиться по одному из критериев:

-    равенство токов ротора;

-    равенство суммарных значений реактивной мощности генераторов.

Задания центрального регулятора напряжения должны выполняться индивидуальными регуляторами возбуждения генераторов.

Прямое действие центрального регулятора на регулирование тока ротора генератора или исполнительные органы, обеспечивающие изменение режима работы агрегата, не допускается.

Задание по реактивной мощности, формируемое для каждого генератора центральным регулятором напряжения, не должно препятствовать форсированию возбуждения.

5.2.3.4    Оптимизация режима по воде и активной мощности

Оптимизация режима работы ГЭС осуществляется при выборе оптимального по заданному критерию составу работающих агрегатов и распределению между заданной ими активной мощности. При выборе состава агрегатов должна быть обеспечена работа станции с заданными значениями рабочей и резервной мощности, а также выполнение заданных ограничений по производительности вспомогательного оборудования. При этом должен выполняться заданный критерий экономичности работы станции в заданном интервале времени при заданных режимных и технологических ограничениях.

Особое значение при оптимизации режима ГЭС имеют ограничения, обеспечивающие надежность работы оборудования и сооружений ГЭС, а также ограничения со стороны водохозяйственного комплекса. Эти ограничения задаются органами управления водным хозяйством и природными ресурсами и отражают потребности в воде промышленных, сельскохозяйственных, транспортных, и других водопотребителей.

Водохозяйственные ограничения являются строгими и оптимизация режима ГЭС по мощности и выработке возможна только при условии их обязательного выполнения.

5.2.3.5    Управление обводным каналом (береговым водосбросом)

Ограничения по минимуму расхода воды в нижний бьеф ГЭС часто продиктованы требованиями орошения и окружающей среды. Автоматически управляемый пропуск воды через обводной канал будет более эффективным, чем простое управление открытием и закрытием затворов, так как АСУ ТП может более точно в реальном времени определять требуемый расход попуска воды в нижний бьеф с учетом действующих значений напора и других параметров.

5.2.4 Внешнее управление

Внешнее управление из одного или более центров управления, расположенных вдалеке от ГЭС, является одним из компонентов диспетчерского управления энергосистемой. Персонал в месте внешнего управления обычно ответственен за функционирование нескольких электростанций и возможно взаимодействует с другими центрами управления (региональными, другими поставщиками мощности).

К функциям диспетчерского управления, которые обычно выполняются внешними центрами, относятся:

а)    согласование режимов электростанций в соответствии с требованиями и критериями, установленными координационными центрами (системным оператором, операторами рынка электроэнергии и мощности и т. д.);

б)    управление резервом для поддержания устойчивости энергосистемы;

в)    планирование перетоков мощности;

г)    автоматическое управление генерацией, включая регулирование частоты (это требует согласования с другими участниками управления, с которыми система может взаимодействовать);

д)    прогноз нагрузки на час вперед;

е)    загрузка линий электропередачи (межсистемный переток);

ж)    контроль сбыта электроэнергии.

Взаимосвязь электроэнергетических систем и необходимость управления генерацией и межсистемными перетоками электроэнергии привели к необходимости построения автоматизированных систем диспетчерского управления, включающих АСУТП электростанций. АСУТП ГЭС является частью автоматизированной системы диспетчерского управления энергосистемами.

Проектируемая АСУ ТП ГЭС должна взаимодействовать с АСУ, ведущими внешнее управление ГЭС. Для координации АСУ различных уровней иерархической схемы управления энергосистемой дол-

13

жны быть установлены основные принципы согласования работы этих систем управления. Должны быть определены функциональные ограничения и требования по обеспечению информацией для местного управления ГЭС.

Внешнее управление ГЭС осуществляется посредством участия ее в автоматическом регулировании напряжения и реактивной мощности, противоаварийной автоматике энергосистемы.

Должно быть предусмотрено подключение ГЭС к управлению от:

-    центральной координирующей системы АРЧМ единой энергосистемы;

-    территориальной централизованной системы АРЧМ объединенной энергосистемы;

-    региональной централизованной системы АРЧМ энергосистемы.

Безопасность эксплуатации ГА при их участии в АРЧМ обеспечивается:

-    работой ГА в допустимых по условиям эксплуатации режимах, установленных инструкциями по эксплуатации оборудования на основе указаний завода-изготовителя на период установленного срока эксплуатации ГА или по результатам технического освидетельствования при продлении срока эксплуатации ГА;

-    настройкой системы ГР AM ГЭС, обеспечивающей изменение мощности ГА в пределах регулировочного диапазона ГА с допустимыми параметрами регулирования, с запретом автоматического перехода ГА через зоны ограниченной и недопустимой работы при отработке вторичного задания ГЭС от централизованной системы АРЧМ;

-    блокировкой управления активной мощностью ГА от системы ГР AM путем автоматического отключения ГА от управления ГР AM при срабатывании технологических защит ГА, при выходе параметров эксплуатации ГА (в том числе вибрационных, тепловых и пр.) за допустимые пределы.

Для ГЭС, привлекаемых к АРЧМ, задаются резервы ГЭС на загрузку и разгрузку, с учетом диапазона регулирования, заявленного собственником ГЭС.

При определении режимов и алгоритмов работы системы ГР AM должны учитываться отклонения фактических технических параметров работы ГА, участвующего в АРЧМ, от его проектных параметров.

При участии ГЭС в АРЧМ величина диапазона, предоставляемая электростанцией для регулирования, должна определяться исходя из фактического состояния оборудования ГЭС.

Автоматическое противоаварийное управление в энергосистеме реализуется посредством противоаварийной автоматики, обеспечивающей выполнение следующих функций:

-    предотвращение нарушения устойчивости энергосистемы;

-    ликвидация асинхронных режимов;

-    ограничение снижения или повышения частоты;

-    ограничение снижения или повышения напряжения;

-    предотвращение недопустимых перегрузок оборудования.

Автоматика предотвращения нарушения устойчивости организуется по иерархическому принципу и состоит из одного или нескольких уровней:

-    уровень единой энергетической системы Российской Федерации;

-    уровень диспетчерского управления объединенной энергосистемы;

-    уровень объектов электроэнергетики.

Функции противоаварийного управления реализуются посредством следующих управляющих воздействий:

-    кратковременная (импульсная) и длительная разгрузка энергоблоков;

-    отключение генераторов;

-    отключение нагрузки потребителей электрической энергии;

-    форсирование возбуждения генераторов;

-    деление энергосистемы на несинхронно работающие части;

-    автоматическая загрузка генераторов;

-    электрическое торможение;

-    изменение топологии электрической сети;

-    изменение режимов работы и эксплуатационного состояния управляемых элементов электрической сети.

5.2.4.1 Управление агрегатом и выбор функций централизованного управления

Число функций управления АСУ ТП ГЭС должно быть согласовано с функциями внешних систем управления. Число и тип функций управления ГЭС, доступных для внешнего управления, зависят от основных принципов управления энергосистемой, соглашений между ними и количества электростан-

ГОСТ Р 55563-2013

Содержание

1    Область применения...................................................1

2    Нормативные ссылки..................................................1

3    Термины и определения................................................2

4    Сокращения........................................................5

5    Функциональные возможности............................................6

5.1    Общие требования.................................................6

5.2    Возможности управления.............................................6

5.2.1    Иерархия управления...........................................6

5.2.2    Локальное (местное) управление....................................8

5.2.2.1    Автоматическое управление агрегатом. Управление пуском/остановкой агрегата . 9

5.2.2.2    Синхронизация..........................................10

5.2.2.3    Режим синхронного компенсатора..............................10

5.2.2.4    Управление агрегатами ГАЭС................................10

5.2.2.5    Оптимизация работы гидротурбины.............................11

5.2.2.6    Контроль состояния сороудерживающих решеток....................11

5.2.2.7    Управление затворами водосливной плотины, управление выборочным водозабором напорного бассейна....................................11

5.2.2.8    Управление пуском при потере питания (Black start control)..............11

5.2.3    Централизованное управление.....................................11

5.2.3.1    Управление агрегатами.....................................11

5.2.3.2    Управление распределительным устройством, водосливом и вспомогательным

оборудованием..........................................11

5.2.3.3    Групповое регулирование активной и реактивной мощности электростанции . . . 12

5.2.3.4    Оптимизация режима по воде и активной мощности...................13

5.2.3.5    Управление обводным каналом (береговым водосбросом)..............13

5.2.4    Внешнее управление...........................................13

5.2.4.1    Управление агрегатом и выбор функций централизованного управления.....14

5.2.4.2    Управление распределительным устройством, водосливом и вспомогательным

оборудованием..........................................15

5.2.4.3    Автоматическое управление генерацией.........................15

5.2.4.4    Ремонтные схемы........................................15

5.2.4.5    Целостность данных......................................15

5.3    Возможности сбора данных...........................................15

5.3.1    Сбор и обработка аналоговых сигналов...............................16

5.3.2    Сбор и обработка дискретных сигналов...............................16

5.3.3    Обнаружение пожара, пожаротушение и обеспечение безопасности людей........17

5.3.4    Данные о безопасности электростанции...............................17

5.4    Сигнализация и диагностика..........................................18

5.5    Отчетная информация..............................................18

5.6    Интерфейс управления техническим обслуживанием..........................19

ГОСТ Р 55563-2013

ций, доступных внешнему управлению. Функции управления агрегатами и станциями, которые могут выполняться внешними системами управления, перечислены в 5.2.3.1 и 5.2.3.3—5.2.3.5.

5.2.4.2    Управление распределительным устройством, водосливом и вспомогательным оборудованием

Функции, доступные для внешнего управления, аналогичны перечисленным в 5.2.3.2.

5.2.4.3    Автоматическое управление генерацией

Автоматическое управление генерацией осуществляется в едином региональном центре управления и позволяет регулировать мощность выбранных генераторов или электростанции в реальном времени. Заданные значения мощности периодически устанавливаются системой для исправления зоны ошибки регулирования и другихограничивающихусловий.

Распределение зон ошибки регулирования осуществляется на основе: прямого перетока, плановых значений генерации энергии; выдачи мощности электростанции; отклонения времени; отклонения частоты энергосистемы. Количество зон ошибки регулирования, установленных для каждой электростанции, зависит от уровня участия ее в их исправлении. Участие электростанции в свою очередь зависит от участия электростанции в системном графике нагрузки, маневренности, запасов воды, ограничения по скорости набора нагрузки электростанции и уровня напорного бассейна (водохранилища) и повышения уровня нижнего бьефа.

Количество, тип данных и частота ихобновления должны быть установлены на этапе проектирования АСУТП ГЭС.

Распределение неплановой мощности для электростанции не должно нарушать ограничений по защите окружающей среды или безопасности оборудования. Однако, в случае недостаточности на ГЭС мощности для балансирования неплановой нагрузки ее придется передавать другим электростанциям, находящимся в зоне регионального центра управления. Такое перераспределение приводит к необходимости пересмотра плана генерации энергии и использования водных ресурсов.

Заданная мощность передается электростанциям как плановая мощность электростанции или плановая мощность отдельного агрегата.

5.2.4.4    Ремонтные схемы

Ремонтные схемы обычно задаются и контролируются внешними центрами управления. Типичные схемы включают следующее:

а)    автоматический сброс нагрузки генераторов при изменении конфигурации электрической схемы (для обеспечения динамической устойчивости);

б)    автоматический сброс нагрузки генераторов для регулирования частоты;

в)    кратковременную поддержку напряжения для динамической устойчивости;

г)    применение тормозного резистора для динамической устойчивости;

д)    уменьшение мощности нагрузки для регулирования частоты.

Команды будут передаваться от центра управления на электростанцию. Обновление и время отклика системы управления ГЭС являются критическими и должны быть подробно рассмотрены при разработке ремонтных схем.

5.2.4.5    Целостность данных

Надежные данные о режиме ГЭС очень важны для системных действий. Ошибка в данных одной станции будет сказываться на действиях оператора системы до тех пор, пока проблема не будет определена и устранена с помощью ручной коррекции данных или путем введения альтернативного источника данных.

При проектировании АСУ ТП ГЭС должны оцениваться требования надежности информации и последствия ошибок для местных и внешней систем управления. АСУ ТП ГЭС должна быть отстранена от сбоев, которые влияют на режим работы станции и энергосистемы.

5.3 Возможности сбора данных

АСУ ТП ГЭС должна собирать и обрабатывать данные о режиме и состоянии ГЭС.

Данные могут запрашиваться непосредственно с локальных устройств, таких, как преобразователи и датчики, или с систем сбора данных нижележащих уровней управления. Эти данные могут отображаться персоналу, использоваться в логической схеме управления, передаваться на более высокий уровень управления или сохраняться и документироваться.

Информационный обмен между компонентами АСУТП должен быть организован на основе следующих принципов:

15

ГОСТ Р 55563-2013

5.7    Архивирование и восстановление данных..................................19

5.8    Планирование и прогнозирование режима.................................19

5.9    Доступ к данным..................................................19

5.10    Требования к квалификации и обучение персонала...........................20

5.11    Типичные параметры управления......................................20

6 Архитектура системы, коммуникации и базы данных..............................21

6.1    Общие положения.................................................21

6.2    Классификация систем..............................................22

6.2.1    Краткий обзор................................................22

6.2.2    Классификация архитектур АСУ ТП ГЭС...............................22

6.2.3    Функциональное и территориальное распределение.......................22

6.3    Характеристики структуры системы......................................22

6.3.1    Общие положения.............................................22

6.3.2    Стандарты открытых систем.......................................23

6.3.3    Организация коммуникаций в сети...................................23

6.3.3.1    Общие положения.........................................23

6.3.3.2    Коммуникации и электрическая сеть.............................24

6.3.3.3    Функции передачи данных....................................24

6.3.3.3.1    Проверка и управление...............................24

6.3.3.3.2    Конфигурация и инициализация узла управления..............25

6.3.3.4    Требования к обмену данными управления.........................25

6.3.3.4.1    Общие положения...................................25

6.3.3.4.2    Реакции связи времени...............................25

6.3.3.4.2.1    Готовность к обработке данных...................25

6.3.3.4.2.2    Задержки передачи данных.....................25

6.3.3.4.2.3    Выполнение управляющей команды...............25

6.3.3.4.2.4    Полное время задержки системы управления..........25

6.3.3.4.3 Надежность................................26

6.3.4    Безопасность................................................26

6.3.4.1    Прозрачность сети передачи данных............................26

6.3.4.2    Диагностика............................................26

6.3.4.3    Техническое обслуживание..................................26

6.4    Сети данных систем управления........................................26

6.4.1    Общие положения.............................................26

6.4.2    Топология ЛВС...............................................26

6.4.2.1    Общие положения........................................26

6.4.2.2    Характеристики ЛВС.......................................27

6.4.2.3    Классификация локальных сетей...............................27

6.4.2.4    Классификация топологии сети................................27

6.4.2.4.1 Общие положения..................................27

6.4.2A2 Топология «звезда».................................27

6.4.2.4.3 Топология «кольцо».................................28

IV

ГОСТ Р 55563-2013

6.4.2А4 Топология «шина»..................................28

6.4.2А5 Топологии, используемые в АСУ ТП ГЭС...................28

6А2А6 Собственные (патентованные) шинные топологии.............29

6.4.3 Физическая среда передачи данных..................................29

6.5 Базы данных и состав программного обеспечения.............................29

6.5.1    Открытые устройства и базы данных.................................29

6.5.2    Реальное время против нереального времени в разработке баз данных..........30

6.5.3    Конфигурация программного обеспечения.............................30

6.5.3.1    Специальное программное обеспечение.........................30

6.5.3.2    Серийно-выпускаемое программное обеспечение...................31

7    Пользовательские и станционные интерфейсы.................................31

7.1    Пользовательские интерфейсы........................................31

7.1.1    Устройства ввода.............................................32

7.1.2    Устройства вывода............................................32

7.2    Станционные интерфейсы...........................................32

7.2.1    Типы.....................................................32

7.2.1.1    Цифровой, контактный и импульсный вход........................32

7.2.1.2    Цифровые и контактные выходы..............................33

7.2.1.3    Аналоговые входы.......................................33

7.2.1.4    Аналоговые выходы......................................33

7.2.1.5    Аналого-цифровое/цифроаналоговое преобразование................33

7.2.1.6    Стандарты полевых устройств и шин...........................33

7.2.2    Источники информации.........................................34

7.2.3    Защита ввода — вывода........................................34

7.2.4    Процесс сбора...............................................34

7.2.4.1    Скорость сканирования....................................34

7.2.4.2    Частота архивирования данных...............................34

8    Характеристики системы...............................................34

8.1    Общие положения.................................................34

8.2    Резервирование ГА...............................................35

9    Рекомендуемые испытания и критерии приемки.................................36

9.1    Требования к конкретным испытаниям....................................36

9.1.1    Заводские приемочные испытания..................................36

9.1.2    Полевые испытания...........................................36

9.2    Обеспечение качества..............................................36

9.3    Приемка.......................................................37

10    Управление системой.................................................37

10.1    Обслуживание.................................................37

10.2    Обучение.....................................................37

10.3    Документация..................................................37

V

ГОСТ Р 55563-2013

Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии ссылочных национальных и межгосударственных стандартов региональным и международным стандартам, использованным в ка

честве ссылочных в примененном международном стандарте..............38

Приложение ДБ (справочное) Термины и определения, приведенные в МЭК 62270 ........... 40

Приложение ДВ (обязательное) Замененный текст МЭК 62270:2004 «Автоматизация гидроэлектростанций. Руководство по компьютерному регулированию»................42

Приложение ДГ (обязательное) Текст МЭК 62270:2004 «Автоматизация гидроэлектростанций.

Руководство по компьютерному регулированию», не включенный в настоящий стандарт ..................................................45

Библиография........................................................52

VI

ГОСТ P 55563—2013 (МЭК 62270:2004)

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Возобновляемая энергетика. Гидроэлектростанции

АВТОМАТИЗАЦИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ

Руководство по автоматизированному управлению

Renewable power engineering. Hydroelectric power plants. Hydroelectric power plant automation.

Guide for computer-based control

Дата введения — 2015—07—01

1    Область применения

Настоящий стандарт излагает принципы проектирования и эксплуатации систем автоматизированного управления ГЭС. Он определяет функциональные возможности, эксплуатационные требования, требования к интерфейсу, возможностям аппаратных средств и системе обучения персонала. Он включает рекомендации по испытанию и приемке системы.

Настоящий стандарт согласовывает принципы проектирования, изготовления и ввода в действие новых и модернизируемых АСУТП ГЭС.

Примечани е —Действие стандарта распространяется на АСУ ТП ГЭС и гидроаккумулирующих (ГАЭС) электростанций.

Стандарт предназначен для использования при проектировании новых и реконструкции действующих ГЭС. Стандарт предполагает, что функциональная схема системы управления уже определена, поэтому ее разработка в нем не отражена.

В зарубежной литературе требования к функциональной схеме системы управления содержатся в директивах IEEE (Институт инженеров по электротехнике и радиоэлектронике, ИИЭР (США)) по управлению гидроэлектростанций, перечисленных в приложении А данного стандарта.

Примечание — В российских источниках требования к функциональной структуре, а также к составу функциональных подсистем АСУ ТП ГЭС отражены в стандартах организации ОАО «РусГидро».

2    Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие национальные и межгосударственные стандарты:

ГОСТ Р8.654—2009Государственная система обеспечения единства измерений. Требованияк программному обеспечению средств измерений. Основные положения

ГОСТ Р МЭК 896-1-95 Свинцово-кислотные стационарные батареи. Общие требования и методы испытаний. Часть 1. Открытые типы

ГОСТ Р ИСО МЭК ТО 10032—2007 Эталонная модель управления данными

ГОСТ Р 50571.26-2002 Электроустановки зданий. Часть 5. Выбор и монтаж электрооборудования. Раздел 534. Устройства для защиты от импульсных перенапряжений

ГОСТ Р 50648-94 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к магнитному полю промышленной частоты. Технические требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51317.4.5-99 Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии. Требования и методы испытаний

Издание официальное

ГОСТ Р МЭК 60079-27-2012 Взрывоопасные среды. Часть 27. Концепция искробезопасной системы полевой шины (FISCO)

ГОСТ Р МЭК 60870-5-101-2006 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 101. Обобщающий стандарт по основным функциям телемеханики

ГОСТ Р МЭК 61056-1-2012 Батареи свинцово-кислотные общего назначения (типы с регулирующим клапаном). Часть 1. Общие требования, функциональные характеристики. Методы испытаний

ГОСТ 24.104-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Автоматизированные системы управления. Общие требования

ГОСТ 34.003-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Термины и определения

ГОСТ 15971-90 Системы обработки информации. Термины и определения ГОСТ 5616—89Генераторы и генераторы-двигатели электрические гидротурбинные. Общие технические условия

ГОСТ ИСО/МЭК17025—2009 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий

ГОСТ 28446-90 Оценка кавитационной эрозии в гидротурбинах, насосах гидроаккумулирующих станций и насосах-турбинах

ГОСТ 28842-90 Турбины гидравлические. Методы натурных приемочных испытаний ГОСТ 28906-91 Системы обработки информации. Взаимосвязь открытых систем. Базовая эталонная модель

ГОСТ 30012.1-2002 Приборы аналоговые показывающие электроизмерительные прямого действия и вспомогательные части к ним. Часть 1. Определения и основные требования, общие для всех частей

ГОСТ IEC 61142-2011 Обмен данными при считывании показаний счетчиков, тарификации и управлении нагрузкой. Обмен данными по локальной шине

СП 3.13130.2009 Системы противопожарной защиты. Система оповещения и управления эвакуацией людей при пожаре. Требования пожарной безопасности

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана недатированная ссылка, то рекомендуется использовать действующую версию этого стандарта с учетом всех внесенных в данную версию изменений. Если заменен ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, то рекомендуется использовать версию этого стандарта с указанным выше годом утверждения (принятия). Если после утверждения настоящего стандарта в ссылочный стандарт, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение рекомендуется применять без учета данного изменения. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, рекомендуется применять в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В стандарте применены термины по ГОСТ34.003, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    автоматизированное управление ГЭС: Управление основным и вспомогательным оборудованием, используемым для производства и выдачи электроэнергии, осуществляемое средствами автоматизации и персоналом совместно.

3.2    автоматический регулятор частоты вращения гидроагрегата: Устройство, являющееся составной частью САУГА, обеспечивающее регулирование частоты вращения ГА, поддержание заданной мощности ГА и ее изменение при участии в первичном регулировании частоты, по заданию персонала и центрального регулятора системы ГР AM ГЭС.

3.3    автоматическое регулирование напряжения: Предназначено для автоматического поддержания напряжения на шинах ГЭС и регулирования ее реактивной мощности с соблюдением заданного распределения реактивной мощности между агрегатами с учетом технологических ограничений режимных параметров генераторов.

ГОСТ Р 55563-2013

3.4    автоматическое регулирование частоты и мощности: Предназначено для поддержания частоты в энергообъединениях и изолированных энергосистемах в нормальных режимах согласно требованиям ГОСТ на качество электрической энергии; регулирования обменных мощностей энергообъединений и ограничения перетоков мощности по контролируемым внешним и внутренним связям энергообъединений и энергосистем; распределения мощности (в том числе экономичного) между объектами управления на всех уровнях диспетчерского управления энергосистемами, электростанциями в энергосистемах и агрегатами или энергоблоками в пределах электростанций).

3.5    автоматическое управление ГЭС: Управление основным и вспомогательным оборудованием, используемым для производства и выдачи электроэнергии, осуществляемое средствами автоматизации без участия персонала.

3.6    аналого-цифровое преобразование: Преобразование информационных сигналов из аналоговой формы в цифровую.

3.7    базы данных АСУ ТП: Организованные наборы данных о параметрах технологических процессов, состоянии оборудования и технологических операциях.

3.8    внешнее управление: Средство управления, находящееся вне электростанции (например, на трансформаторной подстанции, другой электростанции и т. д.).

3.9    время отклика: Время от момента возникновения сигнала на входе устройства до момента, когда на выходе устройства (устройств) при заданных условиях загрузки системы появится обработанный сигнал.

3.10    вторичный резерв: Резерв автоматического вторичного регулирования ГА, ГЭС — значение максимально возможного изменения мощности ГА, ГЭС на загрузку или разгрузку под управлением системы ГР AM при данном составе включенных в ГР AM ГА, текущем напоре и заданных ограничениях в процессе отработки вторичного задания центральной системы АРЧМ.

3.11    гидроагрегат: Агрегат, состоящий из гидротурбины и гидрогенератора.

3.12    дистанционное управление: Управление устройством из удаленной точки.

3.13    иерархия автоматизации управления: Распределение функций автоматического и автоматизированного управления между элементами многоуровневой структуры АСУ ТП.

3.14    иерархия управления: Распределение функций управления между элементами многоуровневой структуры системы управления.

3.15    интерфейс пользователя: Функциональное устройство, используемое для обеспечения взаимодействия автоматизированной системы управления с оператором, или иным обслуживающим персоналом.

3.16    комплекс технических средств: Совокупность технических средств, часть из которых выполнена на микропроцессорной (процессорной) базе, и монтажных элементов.

3.17    компонент автоматизированной системы: Часть автоматизированной системы, выделенная по определенному признаку или совокупности признаков и рассматриваемая как единое целое.

3.18    контроль: Средство обеспечения автоматической проверки работы оборудования (процесса) в заданной допустимой зоне и сигнализации его состояния для персонала и управляющих программ.

3.19    коэффициент готовности:

1)    Отношение времени работы станции (агрегата, компонента) к общему времени работы и вынужденного простоя станции (агрегата, компонента);

2)    Средневзвешенное (по установленной электрической или эквивалентной электрической мощности) значение коэффициентов готовности входящих в ее состав отдельных агрегатов, энергоблоков, очередей (электростанций и котельных, энергосистем).

3.20    локальное управление: Управление при помощи средств, расположенных непосредственно в управляемом оборудовании или в прямой видимости оборудования. Для электростанции это средства управления, которые располагаются на распределительном щите / главном пульте управления ГА.

3.21    модем: Модулирующее/демодулирующее устройство, которое преобразовывает последовательные двоичные данные в- и из- формы, соответствующей передаче по аналоговым каналам связи.

3.22    мост сетевой: Устройство, позволяющее осуществить связь двух сетей одинаковой или схожей топологии.

3.23    надежность автоматизированной системы: Комплексное свойство автоматизированной системы сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих ее способность выполнять свои функции в заданных режимах и условиях эксплуатации.

3

3.24    наработка на отказ: Временной интервал (в часах) между нарушениями нормальной работы оборудования.

3.25    пиксель: В обработке изображений наименьший элемент цифрового изображения, которое может быть назначено полутоном.

3.26    последовательная коммуникация: Метод передачи информации между устройствами посредством последовательного направления данных по одному коммуникационному каналу.

3.27    последовательное управление: Режим управления, при котором операции управления выполняются последовательно.

3.28    приборы (аппараты): Рабочие элементы (реле, пускатель, прерыватель, переключатель или выключатель), используемые для реализации заданной функции.

3.29    программируемый логический контроллер: Программируемая твердотельная система управления, выполняющая функции подобные релейно-контактной логической схеме.

3.30    программно-аппаратные средства, программно-технический комплекс: Средство автоматизации в составе АСУ ТП, выполненное на микропроцессорной (процессорной) базе с установленным программным обеспечением.

3.31    программное обеспечение: Совокупность программ и эксплуатационной документации, используемых для создания и эксплуатации АСУ ТП.

3.32    пропорционально-интегрально-дифференциальное регулирование: Регулирование, при котором выходной сигнал на управляющее воздействие пропорционален линейной комбинации входного сигнала, интеграла по времени входного сигнала и производной по времени входного сигнала. Обычно используется для регулирования активной или реактивной мощности генератора.

3.33    протокол: Структурированный формат данных, требующийся для запуска и поддержания обмена данными.

3.34    распределенная обработка данных: Конфигурация, при которой обработка данных выполняется несколькими процессорами. Функции обработки могут быть распределены между процессорами посредством системы управления.

3.35    регулирование (по замкнутому циклу): Поддержание параметров работы агрегата (компонента) в пределах заданных значений на основе сигналов обратной связи с объектом регулирования.

3.36    регулировочный диапазон ГА: Зона разрешенной работы ГА — непрерывный диапазон мощности ГА при текущих значениях напора, время работы ГА в котором не ограничено требованиями эксплуатационной документации.

3.37    резистивный датчиктемпературы: Резистор, для которого электрическое удельное сопротивление связано с температурой известной функциональной зависимостью.

3.38    реле, промежуточное реле: Прибор, который позволяет выполнять коммутацию цепи большой мощности сигналом управления малой мощности.

3.39    ручное управление: Операции с основным или вспомогательным оборудованием или их компонентами при непосредственном воздействии на них или с использованием приводов и средств автоматизации, которые выполняются оперативным персоналом станции.

3.40    система автоматического управления гидроагрегатом: Совокупность устройств, обеспечивающих управление мощностью ГА, действие технологических защит и автоматики ГА.

3.41    система группового регулирования напряжения и реактивной мощности: Вырабатывает регулирующие воздействия в соответствии с технологией управления на основе информации, поступающей от датчиков аналоговой и дискретной информации, и команд от органов управления и воздействует на установки автоматических регуляторов возбуждения, а в предельных режимах — на переключающие устройства регулируемых под нагрузкой трансформаторов.

3.42    система группового регулирования активной мощности ГЭС: Совокупность устройств ГЭС, обеспечивающих регулирование активной мощности ГЭС путем распределения между ГА суммарной заданной мощности ГЭС по определенному критерию и ее отработку через воздействие на САУ, включенных в ГР AM ГА; включает в себя центральный регулятор ГР AM, устройства взаимодействия с САУ ГА и централизованной системой автоматического регулирования частоты и мощности энергосистемы.

3.43    система сбора данных: Система технических, программных и информационных средств, осуществляющая измерение, преобразование, передачу и отображение информации в виде стандартных аналоговых или цифровых сигналов.

3.44    событие: Дискретное изменение состояния (статус) системы или аппарата.

4

1

Нумерация приведена в соответствии со стандартом МЭК 62270:2004.

© Стандартинформ, 2014

Настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии