Товары в корзине: 0 шт Оформить заказ
Стр. 1
 

77 страниц

Купить официальный бумажный документ с голограммой и синими печатями. подробнее

Цена на этот документ пока неизвестна. Нажмите кнопку "Купить" и сделайте заказ, и мы пришлем вам цену.

Официально 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

Документ распространяется на вновь сооружаемые, расширяемые и реконструируемые тепловые, атомные и гидроэлектростанции, подстанции, линии электропередачи, объединенные диспетчерские управления и их диспетчерские пункты, производственные энергетические объединения (районные энергетические управления) и центральные диспетчерские пункты энергосистем, предприятия, районы, участки электрических и тепловых сетей и их диспетчерские пункты, центральные производственно-ремонтные предприятия.

  Скачать PDF

Оглавление

1. Общие положения

2. Основные положения по организации сбора и передачи информации

2.1 Организационно-экономическое управление

2.2 Автоматизированные системы диспетчерского управления

2.3 Автоматическое регулирование частоты и активной мощности

2.4 Противоаварийная автоматика

2.5 Релейная защита и автоматика ВЛ

2.6 Системы связи Минэнерго СССР

3. Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР, объединенные диспетчерские управления ОЭС, диспетчерские пункты ОЭС и ЕЭС СССР

4. Производственные энергетические объединения, районные энергетические управления, центральные диспетчерские пункты энергосистем

5. Предприятия электрических сетей и их диспетчерские пункты

6. Районы электрических сетей и их диспетчерские пункты

7. Участки электрических сетей и их диспетчерские пункты

8. Предприятия и районы городских электрических сетей и их диспетчерские пункты

9. Предприятия и районы городских тепловых сетей и их диспетчерские пункты

10. Электростанции

11. Электрические подстанции

12. Линии электропередачи

Приложение. Используемые термины и определения

Показать даты введения Admin


РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ ОБЪЕМОВ ИНФОРМАЦИИ ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ

СОЮЗТЕХЭШГО Москва 19S1

РУКОВОДЯЩИЕ УКАЗАНИЯ ПО ВЫБОРУ ОБЪЕМОВ ИНФОРМАЦИИ ПРОЕКТИРОВАНИЮ СИСТЕМ СБОРА И ПЕРЕДАЧИ ИНФОРМАЦИИ В ЭНЕРГОСИСТЕМАХ

И

СЛУЖБА ПЕРЕДОВОГО ОПЫТА Москва

ИНФОРМАЦИИ СОЮЗТЕХЭНЕРГО 1981


I

deAXAfi/tf

y&sejw

Рис. 4. Примеры структурных схем ССОД АСУ энергосистем: а - радиально-кустовая; б - радиальная ППД - пункт передачи данных

о

г

Таблица 2

Примерные объемы обмена данными в ОАСУ 'Энергия"

Направление обмена

Среднесуточные объемы, данных. — передача/прием, тыс. знаков

Количество

сеансов

1980 г.

1990 г.

в сутки

1. ВЦ ЦДУ — ГВЦ

210/135

6

2. ГИВЦЭС — ГВЦ

-

160/70

2

3. ВЦ РАСУ — ГВЦ

-

20-10

2

4. ЗУВЦ - ВЦ ЦДУ

10-30/2,5-5

20-80/8-20

2-4

5. ЗУВЦ — ГВЦ

-

40-120/12-40

6

р. УВЦ ЭС — ЗУВЦ, в том числе для эле кгростакций:

вне категории

10-25/3-10

40-80/15-30

12

1 категории

6-20/2-8

15-60/5-20

12

П категории

5-15/1-5

6-30/2-15

12

Ш категории-

4-15/1-4

3-20/2-15

12

1У категории

3-12/0,5-2

3-15/1-10

12

7. УВЦ ЗС — ГВЦ, в том числе для электростанций:

вне категории

-

120-180/40-90

8

1 категории

-

45-150/15-75

8

П категории

-

20-70/10-45

8

Ш категории

-

10-60/5-45

6

1У категории

-

10-45/4-25

6

8.. УВЦ ЭС - ВЦ РАСУ

з-зс/i-io

10-180/5-80

2

9. ОП — УВЦ ЭС

5-55/1-15

20-120/6-40

6

10. ППД — ОП (или УВЦ ЭС), в том числе для:

ГРЭС

3-15/2-10

8-30/4-20

8

ТЭЦ

2-4/1-2

4-8/2—4

8

ГЭС

1-2/0.5-1

2-4/1-2

8

ПЭС

1,5-6/1-4

3-12/2-8

8

отделения энергосбыта

2-5/1-3

4-10/2-8

8

ППД предприятия энергосбыта

4-10/2-6

8-20/4-12

8

ППД ПТС

0,5-1/0.2-0.5

1-2/0,5-1

6

И. ЗУВЦ — ЗУВЦ

1-2/1-2

5-15/5-15

4

12. УВЦ ЭС — УВЦ ЭС

0,5-3/0,5-3

5-30/5-30

2-4

13. KBU АСУС - ГИВЦЭС

-

40-200/20-100

4

14. ИВЦ УС - ГИВЦЭС

10-60/5-30

20-100/10-50

4

15. ИВЦ УС — КВЦ АСУС

-

5-20/1-Г0

4

16. ИП УС — ГИВЦЭС

2-30/1-15

4-50/2-25

4

17. ИП УС _ КВЦ АСУС

-

2-30/1-15

5

Максимальные суточные объемы данных могут превышать среднесуточные объемы в два-четыре раза. Число дней максимальных суточных объемов данных в году — от 30 до 60.

Среднесуточные и максимальные объемы по каждому звену управления ориентировочно подсчитываются суммированием потоков по сопрягаемым звеньям.

- 12 -


Т аблица 3


Уровни АСДУ и ЕЭС СССР и соответствующие им ССПИ

Ступени диспетчерского управления

Уровень

АСДУ

-- - - —--1

Уровень системы

сбора и передачи информации

Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР

ЕЭС СССР

ЦДУ

Объединенное диспетчерское управление ОЭС

ОЭС

ОДУ

Энергосистема (ЭС)

ЭС

ЭС

Предприятие электрических или тепловых сетей (ПЗС или ПТС)

ПЭС, ПТС

ПЭС, ПТС


оперативно-диспетчерского контроля и управления режимом и информация для производства оперативных расчетов в реальном масштабе времени, используемые при оперативной коррекции режима.

Объем телеинформации для производства оперативных расчетов в реальном масштабе времени должен определяться исходя из принятой на конкретный период внедрения эквивалентированной расчетной схемы узлов энергосистемы, ОЭС и ЕЭС СССР. В э квивале втированных узлах расчетной схемы часть информации может определяться на основе расчетов по оценке текущего состояния энергосистемы.

2.2.4, Алфавитно-цифровая информация для АСДУ ЕЭС СССР, ОЭС и ЭС должна содержать информацию:

-    исходную для расчетов долгосрочного и краткосрочного планирования режимов и производства ремонтов энергетического оборудования, оптимизации и коррекции режимов работы с помощью ЭВМ;

-    по ведению суточных режимов;

-    по производству ремонтов оборудования по заявкам;

-    для производственно-статистической отчетности.

Исходная информация, как правило, содержит:

-    состав и характеристики оборудования на расчетные сутки;

-    сведения по выполнению плана отпуска энергии;

-    заявки на отключение и вывод в ремонт оборудования;

-    сведения по топливу и гидроресурсам;

-    прогнозы погоды и другие сведения.

Для АСДУ нижестоящей ступени исходной является также управляющая информация, передаваемая из АСДУ вышестоящей ступени:

-    графики суммарной генерируемой мощности электростанций;

-    графики межсистемных перетоков мощности;

-    графики уровней напряжений в расчетных узлах;

-    рекомендуемый состав агрегатов, резерв на электростанциях и другие данные.

Периодичность передачи и состав алфавитно-цифровой информации устанавливаются действующими инструкциями.

Передача алфавитно-цифровой информации осуществляется с помощью средств передачи данных, телетайпов и по телефону.

Оперативная передача наиболее важной алфавитно-цифровой информации, используемой для производства оперативных расчетов в реальном масштабе времени, должна осуществляться путем межуровневого обмена данными непосредственно между ЭВМ комплексов технических средств АСДУ и АСУ ТП энергообъекгов.

2.2.5. Проектирование ССПИ для АСДУ ЕЭС СССР, ОЭС и ЭС осуществляется исходя из следующих принципов:

-    с объектов непосредственного оперативного управления телеинформация, как правило, передается на соответствующий уровень управления;


- 13


-    с объектов непосредственного оперативного управления ДП ОДУ и ЦДЛ ЭС телеинформация может передаваться одновременно в два направления с использованием одного передающего комплекта телемеханики;

-    передача телеинформации для АСДУ, в том числе обязательных объемов телеинформации для оперативно-диспетчерского контроля, должна предусматриваться, как правило, с помощью одних и тех же устройств телемеханики;

-    для ретрансляции телеинформации с нижестоящего ДП на вышестоящий ДП, а также в обратном направлении и между ДП одного уровня (когда это целесообразно по технико-экономическим соображениям) должны применяться устройства телемеханики с резервом емкости на развитие;

-    число пунктов ретрансляции телеинформации должно быть, как правило, не более одного;

-    ретрансляция телеизмерений должна осуществляться, как правило, по методу код-код;

-    время обновления телеинформации на ДП ОДУ и ЦДП ЭС (при прямой передаче и в схемах с ретрансляцией), используемой для оперативно-диспетчерского контроля и АСДУ, должно быть, как правило, не более 5 с;

-    время обновления основного объема информации и данных, передача которых осуществляется путем межмашинного обмена в реальном масштабе времени, должно быть, как правило, не более 30 с; для остальной информации время передачи может быть более 30 с;

-    должна предусматриваться передача больших потоков телеинформации (около 20 и более ТИ*) по двум независимым каналам связи;

-    должна предусматриваться система гарантированного электропитания устройств телемеханики и связи;

-    на диспетчерских пунктах должен предусматриваться автоматический ввод

в ЭВМ телеинформации от устройств телемеханики и вывод из ЭВМ информации на устройства отображения и регистрации,.

ц

Подканал телеизмерения в комплексном устройстве телемеханики, по которому может передаваться 1 ТИ или 8 ТС.

2.2.6.    Структура ССПИ ОЭС и ЭС должна быть организована таким образом, чтобы телеинформация о режиме работы наиболее важных объектов и межсистемных связей сохранялась в случае вывода в ремонт или выхода из строя отдельных элементов ССПИ. Выбор способа получения телеинформации в этих случаях определяется при конкретном проектировании.

Для ВЛ 330 кВ и выше, а также для наиболее важных транзитных ВЛ 220 кВ следует, как правило, выполнять телеизмерения перетоков активной и реактивной мощности с обоих концов ВЛ.

Должно предусматриваться телеизмерение мощности на обходном выключателе энергетических объектов, с которых передается телеинформация для АСДУ. Примеры выбора объемов телеинформации с энергетических объектов приведены на рис. 5.

Структура примерных' объемов и потоков информации в АСДУ ЭС, ОЭС и ЕЭС СССР приведена на рис. 6.

2.2.7.    Класс точности измерительных преобразователей и устройств телемеханики должен быть:

—    измерительных преобразователей переменного тока, напряжения, активной и реактивной мощности — 1,0, а для измерения активной мощности сверхмощного оборудования (энергоблоков мощностью 500 МВт и более, ВЛ 750 кВ, автотрансформаторов связи мощностью 1000 МВ*А и более — 0,5

и выше;

—    измерительных преобразователей частоты ■— 0,1 -0,2;

-    измерительных преобразователей энергии — 0,2-0,5 и выше;

-    измерительных преобразователей уровней бьефов гидроэлектростанций — 1,0;

-    устройств телеизмерения —• 0,6-1,0 и выше.

В целях повышения точности телеизмерений мощности на линиях электропередачи при включении измерительных преобразователей следует учитывать коэффициенты трансформации тока и реальные нагрузки в линиях электропередачи.

Для выбора шкал телеизмерения мощности на ВЛ рекомендуется пользоваться табл. 4,

2.2.8.    Вероятность необнаружения ошибки при передаче информации должна быть:

—    при автоматическом межуровневом машинном обмене данными — не менее 10“7 бит;


Рис. 5. Примеры выбора объема телеинфор-мапии с энергетических объектов:

r/>sc-/

Р - активная мощность;

i/r#

Q - реактивная мощность; U - напряжение;

xre

Г - частота; Pg- суммарная активная мощность; fig- суммарная реактивная мощность;

Гвб - уровень верхнего бьефа; Гиб - уро-*. вень нижнего бьефа

JtetbcecinaiAva'jr.

Примечание. Выделение объема теле-информации и передача ее для диспетчерских пунктов ОДУ,

нем ЛС-3    „    /

I /re I

ЭС и ПЭС осуществляется исходя иэ структуры диспет-черского управления л»м<а SJ/ энергообъектами    JT]

Конечные значения шкал телеизмерений мощности на ВЛ

Таблица 4

Напря-

Ток, А

жение,

кВ

100

150

200

250

300

400

500

600

750

800

1000

1250

1500

2000

3000

4000

5000

35

_

_

30

30

40

40

60

60

80

120

150

200

110

30

40

50

60

80

ДОО

120

150

150

200

250

300

500'

_

_

150

30

50

60

60

100

120

150

150

200

250

300

500

600

_

_

220

30

50

60

80

100

150

150

200

250

300

300

400

500

600

1000

1500

330

50

80

100

120

150

200

250

300

400

400

500

600

800

1000

1500

500

80

120

150

200

250

300

400

500

600

600

8000

1000

1200

1500

-

-

-

Примечание. Значения мощности в МВт (Маар) по ГОСТ 721-62, ГОСТ 6827-63

при Cos (.sen) У" 1.

-    при обмене данными в режиме "лента^лента" — Ю“® -f- Ю-5 бит~(с -дополнительным контролем и исправлением ошибок перед вводом в ЭВМ);

-    при передаче телеинформации — по ГОСТ 16521-74.

2.2.9. Информационные системы на диспетчерских пунктах, включая технические средства для обработки, отображения и регистрации информации АСДУ, должны проектироваться в соответствии с требованиями "Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей" и норм технологического проектирования диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем.

2.3. Автоматическое регулирование частоты и активной мощности

2.3.1. В соответствии с Руководящими указаниями и нормативами по проектированию развития энергетических систем система автоматического регулирования частоты и активной мощности (САРЧМ) ЕЭС СССР строится по принципу раздельного регулирования плановых и внеплановых изменений активной нагрузки.

Распределение плановых изменений активной нагрузки между электростанциями осуществляется путем задания каждой электростанции суточного графика генерируемой мощности, заранее рассчитанного с учетом экономических факторов — характеристик относительного прироста электростанций и потерь в сетях. Реализация заданных плановых графиков нагрузки осуществляется автоном

но соответствующими элементами САРЧМ, установленными на каждой электростанции.

Регулирование и распределение внеплановых изменений активной нагрузки между электростанциями относительно заданного планового режима осуществляются централизованно с помощью САРЧМ с приближенным учетом экономических факторов.

2.3.2. Требования к техническим средствам, используемым в ССПИ для целей САРЧМ,. определяются назначением и задачами САРЧМ, которые заключаются в следующем;

-    поддержание частоты на заданном уровне в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-67;

-    поддержание заданных значений перетоков обменной мощности по связям между ОЭС и внешним связям ЕЭС СССР;

-    ограничение перетоков мощности по слабым внутренним и внешним связям ОЭС и ЕЭС СССР.

Система автоматического регулирования частоты и активной мощности должна обеспечивать:

-    поддержание заданных средних значений частоты и обменной мощности в заданном интервале времени (10-15 мин и более);

-    эффективное ограничение перетоков активной мощности по слабым связям с подавлением их колебания с периодом 2-3 мин и более.

Система автоматического регулирования частоты и активной мощности осуществляется в соответствии с иерархической структурой диспетчерского управления ЕЭС СССР.


- 17 -

Уровни управления, принятые для САРЧ'М ЕЭС СССР, следующие:

—    Единая энергосистема СССР (ЕЭС СССР);

—    объединенные энергосистемы (ОЭС);

—    энергосистемы (ЭС);

—    регулирующие электростанции.

Задачи САРЧМ на уровне ЕЭС СССР:

-    поддержание заданного значения частоты и обменной мощности по внешним связям ЕЭС СССР с энергосистемами других стран — членов СЭВ;

-    ограничение перетоков мощности по внешним связям ОЭС и транзитным внутренним связям некоторых ОЭС;

-    распределение внеплановой мощности между объектами регулирования (ОЭС, ЭС, электростанциями).

Задачи САРЧМ на уровне ОЭС:

-    регулирование частоты и обменной мощности по внешним связям ОЭС;

-    ограничение перетоков мощности по слабым внутренним связям ОЭС;

-    ограничение суммарных перетоков мощности между данной ОЭС и каждой из соседних ОЭС, а также ограничение перетоков мощности по отдельным слабым внешним связям ОЭС (эти функции являются резервными при осуществлении ограничения перетока по тем же связям на уровне ЕЭС СССР);

-    регулирование мощности в соответствии с управляющим воздействием от верхнего уровня;

-    распределение внеплановой мощности между объектами регулирования (ЭС, электростанциями ).

Задачи САРЧМ на уровне ЭС:

-    ограничение перетоков мощности по слабым внутренним связям, как правило, резервное при .осуществлении ограничения перетоков по этим же связям на уровне ОЭС;

-    регулирование мощности в соответствии с управляющим воздействием от верхнего уровня;

-    распределение внеплановой мощности между регулирующими электростанциями.

Задача САРЧМ на уровне электростанции — регулирование и распределение мощности между агрегатами в соответствии с заданным значением от верхнего уровня.

2.3.3. В качестве центральных устройств САРЧМ уровней ЕЭС СССР, ОЭС и ЭС используются, как правило, ЭВМ, которые выполняют функции:

-    приема, обработки и контроля информации;

-    формирования сигналов регулирования;

-    распределения сигналов между объектами регулирования;

-    управления системой регулирования;

-    отображения информации о работе САРЧМ;

-    формирования и действия сигналов защит и блокировок и ряд других задач.

В САРЧМ электростанций, как правило, используются аналоговые устройства регулирования. На тех электростанциях, где создаются АСУ ТП, задачи и функции САРЧМ электростанции должны осуществляться в комплексе задач АСУ ТП.

2.3.4.    Управляющая теле информация САРЧМ, передаваемая от вышестоящего уровня на нижестоящий, состоит из сигналов телерегулирования и телеуправления,

в том числе:

-    телеуправление (включение — отключение) оборудованием, входящим в состав САРЧМ (задатчик внеплановой мощности, узлы САРЧМ объекта регулирования и др.);

-    телеуправление экстренным изменением режима и аварийным отключением частей САРЧМ в результате срабатывания защит и блокировок и др.

2.3.5.    В состав телеинформации контроля режимов работы частей ОЭС и состояния оборудования в процессе автоматического регулирования входят измерения и сигнализация, передаваемые от нижестоящего уровня на вышестоящий:

а) телеизмерения:

-    перетоков активной мощности по контролируемым ВЛ;

-    частоты энергорайонов, которые имеют регулирующие электростанции и могут выделяться на изолированную работу;

-    заданной внеплановой мощности, зафиксированной на выходе задатчика внеплановой нагрузки объекта регулирования (может осуществляться по вызову);

-    текущего значения регулировочного диапазона мощности объекта регулирования (раздельно в сторону увеличения и в сторону уменьшения мощности);

-    заданных уставок (значений) режимных параметров САРЧМ регулирующих объектов (частоты, обменной мощности, суммарной мощности, коэффициента статизма);

-    измеренного САРЧМ ОЭС значения системной ошибки регулятора;


-18-

б)    телесигнализация аварийных состояний:

-    отключения любой из параллельных ВЛ в том случае, когда отключение вызывает необходимость перенастройки САРЧМ, например изменения уставки ограничителя перетока;

-    воздействий противоаварийной автоматики, которые вызывают необходимость перенастройки САРЧМ;

т неисправности каналов телеизмерений перетоков мощности по ВЛ, частоты и др.;

-    неисправности датчика измерения частоты;

в)    телесигнализация о режимах работы САРЧМ:

-    исчерпания регулировочного диапазона объекта регулирования (раздельно в сторону увеличения и в сторону уменьшения мощности);

-    состояния устройств САРЧМ (включено - отключено);

-    неисправности САРЧМ объекта;

-    неисправности каналов телерегулирования;

-    состояния (включено - отключено) местных устройств САРЧМ объекта регулирования нижестоящего уровня;

-    состояния тех местных систем ограничения перетоков мощности

в ОЭС, которые являются резервными по отношению к ограничителям перетока, установленным на ДП ЦДУ ЕЭС СССР;

-    срабатывания местного ограничителя перетока мощности.

2.3.6.    Алфавитно-цифровая информация для САРЧМ — задание уставок по частоте, ограничение перетоков мощности по связям, задание графиков суммарной нагрузки электростанций и обменной мощности, коррекция графиков и другая — передается техническими средствами оперативно-диспетчерского контроля.

2.3.7.    Структура передачи телеинформации в САРЧМ определяется имеющимися техническими возможностями и экономической целесообразностью создания каналов связи, удовлетворяющих необходимым требованиям в соответствии с табл. 5. При

мерные объемы и потоки информации САРЧМ показаны на рис. 6.

2.4. Противоаварийная автоматика

2.4.1.    Система противоаварийной автоматики (ПА), предназначенная для предотвращения нарушения устойчивости, выполняется по централизованной структуре

с использованием устройств автоматической дозировки управляющих воздействий (АДВ) в центрах противоаварийного управления, устройств автоматического запоминания дозировки управляющих воздействий (АЗД), пусковых органов (ПО), фиксирующих аварийные возмущения, устройств телепередачи информации, исполнительных органов (ИО), реализующих управляющие воздействия.

В системе противоаварийного управления ЕЭС СССР предусматривается три уровня иерархии:

-    с устройствами АДВ, осуществляющими централизованное управление

в районах противоаварийного управления;

-    с координирующими устройствами АДВ, осуществляющими координацию АДВ районов управления;

-    с центральным устройством АДВ, согласовывающим работу координирующих АДВ.

2.4.2.    Устройства АДВ района управления, а также координирующие АДВ могут устанавливаться на электростанциях, под— станция^, диспетчерских пунктах. Место установки выбирается при конкретном проектировании ПА, исходя из условий минимизации числа и протяженности каналов передачи аварийной и доаварийной информации, технических характеристик аппаратуры для телепередачи этой информации, удобства эксплуатации и т.п.

В некоторых случаях устройства АДВ отдельных районов могут выполнять также функции координирующих АДВ.

При размещении устройства АДВ на объекте, на котором предусматриваются технические средства АСУ ТП, возможно совмещение этих устройств при условии, что технические средства АСУ ТП обладают надежностью, достаточной _ для выполнения функций ПА.


Характеристика передаваемой телеинформации для САРЧМ

Наименование

информации

Назначение

информации

Пункты обмена информацией

Число те-леизмереиий или сигналов

Допустимые время передачи и погрешность информации

Готовность системы передачи сигнала, не менее

Сигналы регулирующих воздействий САРЧМ

Изменение активной мощности регулирующих электростанций

От диспетчерских пунктов ЦДУ, ОДУ и ЭС до диспетчерских пунктов ОДУ и ЭС и регулирующих электростанций

По количеству

регулирующих

объектов

0,5-1 с, не более 1%

0,99

Сигнал телеуправления

Включение - отключение оборудования и частей САРЧМ я изменение режимов ее работы

От диспетчерских пунктов ЦДУ, ОДУ и ЭС до диспетчерских пунктов ОДУ, ЭС и регулирующих электростанций

По 3-5 на каждый регулирующий объект

0,5-1 с

0,99

Телеизмерение перетока активной мощности по контролируемой ВЛ

Регулирование и ограничение перетока активной мощности по ВЛ

От электростанций и подстанций к диспетчерским пунктам ЭС, ОДУ и ЦДУ

Два (с обоих концов контролируемых ВЛ)

0,5-1 с, не более 1,0-1,6%

0,997

Телеизмерение частоты з контрольны? узлах ОЭС

Определение нарушения синхронной работы отдельных частей ЕЭС СССР и блокирование отдельных звеньев САРЧМ

То же

По количеству

контролируемых

узлов

0,5-1 с, 0,0005 Гц (в диапазоне 49-51 Гц)

0,997

Т елесигнализация об аварийных ситуациях

Блокировка и коррекция режимов работы САРЧМ

От электростанций и подстанций до диспетчерских пунктов ЭС, ОДУ и ЦДУ

По 2-30 от контролируемых узлов, элементов сети и систем противоаварийной автоматики

0,5-1 с

0,99

УДК 621.311.(083.96)

Настоящие "Руководящие указания по выбору объемов информации, проектированию систем сбора и передачи информации в энергосистемах" составлены институтом "Энер-госетьпроект" при участии институтов "Сельэнергопроект", "Гидропроект", "Теплоэлектро-проект" и ПО "Союзтехэнерго".

Окончательная .редакция Руководящих указаний подготовлена постоянной экспертной комиссией по средствам диспетчерского и .технологического управления научно-технического совета Минэнерго СССР в составе: Б.П. Белоус (ПО "Союзтехэнерго"); А.В.Беззуб (Энергосетьпроект), A.AiKa3aKOB, У.К. Курбан- Галиев (ЦДУ ЕЭС СССР), В.Э.Сапиоштей'н (Сельэнергопроект), В.А. Серебря ный (Энергосетьпроект). С выходом настоящих Руководящих указаний действие "Основных положений по объемам средств телемеханики и связи в энергетических системах (БТИ ОРГРЭС,

1966) отменяется.

ОГЛАВЛЕНИЕ

1.    Общие положения.................................. .    3

2.    Основные положения по организации сбора и передачи информации........8

2.1.    Организационно-экономическое управление................... 8

2.2.    Автоматизированные системы диспетчерского управления .......... g

2.3.    Автоматическое регулирование частоты и активной мощности........16

2.4.    Противоаварийная автоматика..........................18

2.5.    Релейная защита и автоматика ВЛ.......................21

2.6.    Системы связи Минэнерго СССР........................26

3.    Центральное диспетчерское управление ЕЭС СССР, объединенные диспетчерские

управления ОЭС, диспетчерские пункты ОЭС и ЕЭС СССР............34

4.    Производственные энергетические объединения, районные энергетические управления, центральные диспетчерские пункты энергосистем .............39

5.    Предприятия электрических сетей и их диспетчерские пункты ........... 45

6.    Районы электрических сетей и их диспетчерские пункты.............48

7.    Участки электрических сетей и их диспетчерские пункты.............51

8. Предприятия и районы городских электрических сетей и их диспетчерские пункту 52

9. Предприятия и районы городских тепловых сетей и «х диспетчерские пункты . . 54

10.    Электростанции ....................................57

11.    Электрические подстанции...............................61

12.    Линии электропередачи ................................65

Приложение. Используемые термины и определения — на вклейке

(С) СПО Союзтехэнерго, 1981.

Окончание табл. 5

Наименование

информации

Назначение

информации

Пункты обмена информацией

Число телеизмерений или сигналов

Допустимые время передачи и погрешность информации

Готовность системы передачи сигнала, не менее

Телесигнализация о режимах работы САРЧМ

Контроль работы отдельных уровней САРЧМ и корректировка регулирующих воздействий

Между всеми уровнями САРЧМ

По 8-16 сигналов от каждого регулирующего объекта

До 5 с

0,98

Телеизмерение внеплановой мощности на выходе задатчика внеплановой нагрузки

Контроль и корректировка заданной внеплановой мощности

От регулирующих электростанций и диспетчерских пунктов ЭС и ОДУ до диспетчерских пунктов ЭС, ОДУ и иду

По количеству

регулирующих

объектов

0,5-1 с, не более 1%

0,997

Телеизмерение регулировочного диапазона

Контроль регулировочных диапазонов и корректировка регулирующих воздействий

То же

По два с каждого регулирующего объекта

До 5 с, не более 2,5%

0,98

Телеизмерение заданных уставок режимных параметров САРЧМ регулирующих объектов

Контроль заданных режимов работы САРЧМ регулирующих объектов

То же

По 4-5 от каждого регулирующего

объекта

До 5 с, не более 1%

0,98

Телеизмерение измеренного САРЧМ ОЭС значения системной ошибки регулятора

Контроль и координация работы САРЧМ ОЭС

От диспетчерских пунктов ОДУ до диспетчерского пункта ЦДУ

По одному от каждого регулирующего объекта

0,5-1 с, не более 2,5%

0,997

Утверждены Научно-техническим советом Минэнерго СССР (протокол от 31.01.80 г. № 16)

1. ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Действие Руководящих указаний (РУ) распространяется на вновь сооружаемые, расширяемые и реконструируемые тепловые, атомные и гидроэлектростанции, подстанции, линии электропередачи, объединенные диспетчерские управления и их диспетчерские пункты, производственные энергетические объединения (районные энергетические управления) и центральные диспетчерские пункты энергосистем, предприятия, районы, участки электрических и тепловых сетей и „х диспетчерские пункты, центральные производственно-ремонтные предприятия.

В РУ рассматриваются объемы и потоки информации для подсистемы управления производством, преобразованием и распределением электрической энергии и тепла —

О АСУ "Энергия".

В настоящих РУ не рассматриваются объемы и потоки информации в подсистеме управления энергетическим строительством и стройиндустрии, кроме общих принципиальных решений, определяющих ее положение в структуре отраслевой автоматизированной системы управления —■ ОАСУ "Энергия" и включение в сеть связи Минэнерго СССР.

1.2.    Руководящие указания являются нормативно-техническим документом, на основании которого выдаются задания и осуществляется проектирование и разработка технических средств сбора и передачи информации в энергетических системах и объединениях и ведется приемка в эксплуатацию вновь сооружаемых, расширяемых и реконструируемых энергетических объектов.

1.3.    Принятые в РУ термины и определения приведены в приложении.

1.4.    Руководящие указания составлены исходя из организационных структур производственно-хозяйственного и диспетчерского управления в энергетических системах, приведенных на рис. 1 и 2, и общих принципов создания комплексной системы передачи информации и связи в ОАСУ "Энергия", приведенной на рис.3 (см. вклейку).

1.5.    В энергетических системах и объединениях создаются системы сбора

и передачи информации (ССПИ), предназначенные для:

-    организационно-экономического управления;

-    оперативно-диспетчерского контроля и управления, в том числе автомгатйэиро— ванных систем диспетчерского управления;

-    системной автоматики и релейной защиты.

Виды используемой информации в энергетических системах и объединениях приведены в табл.1.

1.6.    В состав технических средств ССПИ энергетических систем и объединений входят:

-    измерительные преобразователи элек—' трических и неэлектрических величин;

-    сигнальные и исполнительные устройства;

-    аппаратура и устройства передачи телеинформации, в том числе телеизмерений, телесигнализации, телеуправления, телерегулирования и противоаварийной автоматики;

-    аппаратура и устройства передачи алфавитно-цифровой информации! (данных), устройства для передачи печатных текстов и изображений;

-    устройства связи для проведения оперативных совещаний;

-    каналы связи различного назначения;

-    мини и микро ЭВМ, используемые для сбора и передачи информации.

1.7.    Каналы связи, используемые в ССПИ всех уровней управления, образуют единую сеть связи Минэнерго СССР, в которую входят магистральные кабельные и радиорелейные линии, многоканальные системы ВЧ связи по фазным проводам и тросам линий электропередачи, арендованные каналы общегосударственной сети связи и других ведомств, местные проводные линии и средства УКВ радиосвязи.

1.8.    Проектирование и внедрение ССПИ должно осуществляться на основе определения объемов и потоков информации для данного уровня управления и выполнения требований по обмену-информацией с вышестоящим уровнем управления.

Для вновь создаваемых или реконструируемых энергетических объектов и уровней управления технические решения по обмену информацией должны приниматься с учетом действующих ССПИ.



I

I


Рис. 1. Структура производственно-хозяйственного управления энергетической системой ВТОЭ — Всесоюзное производственное объединение энергетики Примечания: 1. Уровни управления приняты согласно Генеральной схеме управления отраслью, утвержденной Минэнерго СССР. 2. Состав производственных подразделений, находящихся в производственно-хозяйственном управлении ПЭО (РЭУ), уточняется в зависимости от конкретных условий

Рис. 2. Структурная схема диспетчерского управления энергетической системой

Примечания: 1.    ■    -    непосредственное    оперативное управление;--- — оперативное ведение, 2. Состав энергетических

объектов, находящихся в непосредственном оперативном управлении и оперативном ведении диспетчерских пунктов, уточняется в зависимости от конкретных условий. 3. В целях пов'ышения надежности и оперативности диспетчерского управления может предусматриваться непосредственное оперативное управление с ДП ОДУ наиболее важными энергетическими объектами через оперативный персонал этих объектов

Виды используемой информации в энергетических системах и объединениях

Таблица 1

Назначение информации

Виды информации

Уровни приоритета использования информации

Время передачи, с

Готовность системы передачи, не менее

1. Организационно-экономическое (производственно-хозяйственное) управление

Планово-экономическая, производственно-хозяйственная — ТТС, СС

-

-

Алфавитно-цифровая (данные)— ТТ, АТ, ПД, по ВКСПД

Фотокопии документов — ФТГ

-

2. Оперативно-диспетчерский; контроль и управление текущим режимом, в том числе АСДУ

Телеинформация контроля и управления — ТИ, ТС, ТУ, ТИВ, АПТС

5-10

0,98

Алфавитно-цифровая (данные) — ПД по ВКСПД

*“

То же - ПД по НКТЧ

До 30

То же — ПД по НКТЧ Оперативная и технологическая

•у

Более 30

ДТС, ТТС, СС

-

-

Фотокопии документов — ФТГ

-

3, Ремонтно-эксплуатационное обслуживание энергетических объектов

Технологическая — ТТС

'

4, Система автоматического регулирования частоты, мощности и напряжения

Телеинформация состояния энер гообъекгов и САРЧМ —ТИ, ТС

III

0,5-1

0,997

Управляющая телеинформа-

IJI

0,5-1

0,99

ция - ТР, -ТУ

Оперативная и технологическая

— дтс, ТТС

Алфавитно-цифровая <данные) — ПД по НКТЧ

Ш

0,5-1

-

5. Система противоаварийной

Телеинформания состояния энер-

II

1-3

0,997

автоматики

гообъектов и системы ПА ■*- ТИ, ТС

Сигналы настройки и контроля

II

1-3

0,998

ПА — сигналы Н,К Управляющие сигналы ПА — сиг-

II

0,03-0,05

0,99

налы А, У

Оперативная и технологическая -

_

6. Релейная защита и автомата-

ДТС, ТТС

Управляющие и блокирующие сиг-

1

0,03-0,05

0,998

ка ВЛ

налы — РЗ, СА

Оперативная и технологическая —

.

ЦТС, ТТС

Примечания. 1. Уровни приоритета использования информации применяются при разработке и проектировании многофункциональных комплексных систем сбора и передачи информации и могут уточняться в технических условиях на эти системы.

2. Указана, рекомендуемая готовность системы передачи информации, включая устройства телемеханики и канал связи. Готовность определяется как отношение времени безотказной работы к общему времени продолжительности эксплуатации системы передачи с учетом перерывов в работе вследствие неисправностей и по другим причинам.

- 8 -

Проектируемый состав технических средств ССПИ должен обеспечивать возможность развития системы управления данного уровня на перспективу согласно Руководящим указаниям и нормативам по проектированию развития энергосистем.

1.9,    Определение объемов информации, необходимых для управления энергетическими объектами, и выбор технических средств передачи производятся в зависимости от значения энергообъекта в энергетической системе и объединении, объема автоматизации энергообъекта, структуры диспетчерского и производственно-хозяйственного управления, требований со стороны автоматизированных и автоматических систем управления,

1.10,    Средства телемеханики для объектов без постоянного оперативного персонала должны выбираться с учетом требований оперативного обслуживания и оснащенности объекта устройствами противоаварийной, режимной и технологической автоматики.

Если осуществление поставленной задачи возможно как средствами автоматики, так и средствами телемеханики, то при равноценных технико-экономических показателях предпочтение должно отдаваться устройствам автоматики.

1.11,    Средства связи должны выбираться исходя из обеспечения энергетических объектов необходимыми каналами

телефонной связи для нужд диспетчерского и производственно-хозяйственного управления, каналами телемеханики, передачи данных, системной автоматики и релейной защиты.

1.12.    Оснащение диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергообъектов диспетчерским оборудованием, контрольно-измерительной и испытательной аппаратурой, оборудованием электропитания, средствами часофикадии, радиофикации и т.п. должно предусматриваться в соответствии с нормами технологического проектирования диспетчерских пунктов и узлов СДТУ энергосистем и 'Руководящими указаниями по проектированию электропитания средств диспетчерского и технологического управления в энергосистемах" (СЦНТИ ОРГРЭС, 1974).

1.13,    Оснащение „энергетических объек— тов, обеспечиваемых централизованным электроснабжением и обслуживаемых абонентами, предусматривается на основе требований 'Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей' (Энергия, 1977) и настоящих РУ.

Состав СДТУ и реализация технических решений согласовываются при конкретном проектировании с учетом директивных решений Минэнерго СССР об использовании аппаратуры связи и телемеханики в энергосистемах.

2. ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ ПО ОРГАНИЗАЦИИ СБОРА И ПЕРЕДАЧИ

ИНФОРМАЦИИ



2.1. Организационно-экономическое управление

2.1.1.    В создаваемой отраслевой автоматизированной системе управления ОАСУ 'Энергия' выделяются следующие системы управления;

-    автоматизированная система управления организационно-экономической деятельностью (АСУ ОЭ);

-    автоматизированная система диспетчерского управления (АСДУ);

-    автоматизированная система управления подрядным энергетическим строительством, производством и реализацией промышленной продукции (АСУС).

2.1.2.    Технической базой автоматизации организационно-экономического управления отраслью энергетики является совокупность управляющих вычислительных и информационно-вычислительных центров и

средств сбора и передачи данных, объединяемых в систему сбора и обработки данных (ССОД) ОАСУ 'Энергия", охватывающую все уровни управления и объекты.

2.1.3. В структуре ССОД создаются;

-    главные вычислительные центры верхнего звена управления ОАСУ "Энергия" (ГВЦ, ВЦ ЦДУ, ГИВЦЭС);

-    зональные и кустовые вычислительные центры среднего звена управления (ЗУВЦ ОДУ, ВЦ РАСУ, KBU АСУС);

-    управляющие вычислительные центры АСУ энергосистем (УВЦ ЭС), информационно-вычислительные центры строительно-монтажных трестов и управлений энергетического строительства (ИВЦ УС);

-    периферийные пункты энергосистем (ОП и ППД), информационные пункты для управления строительством и строительно-монтажными трестами (ИП УС);


_ 9 -


-    сеть электросвязи, объединяющая все структурные звенья ССОД в единую иерархическую систему.

2.1.4.    Объемы алфавитно-цифровой информации (данных) и структуры информационных потоков определяются:

-    территориальным размещением объектов и центров управления, организационноэкономическими отношениями между ними;

-    структурой и степенью централизации функций управления;

-    степенью автоматизации функций управления;

-    количеством объектов управления, составом контролируемых параметров, требованиями к точности, достоверности, срокам и допустимым задержкам при формировании и передаче данных.

2.1.5.    Обмен данными в ОАСУ "Энергия" осуществляется между:

-    уровнями управления;

-    объектами и уровнями управления;

-    уровнями управления и внешними организациями (других отраслей).

Примерные объемы обмена данными в ОАСУ "Энергия" приведены в табл. 2,

2.1.6.    Вычислительные центры ОАСУ "Энергия", связанные с помощью средств передачи данных, обеспечивают:

-    сбор, хранение, обработку и передачу информации в интересах всех абонентов сети;

-    обеспечение взаимодействия автоматизированных систем управления и вычислительных центров при решении задач учета, планирования и управления;

-    выполнение информационно-вычислительных работ для обеспечения потребностей предприятий и организаций на основе KLuuieKi ивного пользования.

2.1.7.    При разработке ССОД соответствующего уровня управления должны быть определены:

-    назначение, состав и объемно-временные характеристики информации по конкретным задачам АСУ;

-    информационные связи с АСУ вышестоящего уровня по входной, промежуточной и выходной информации;

-    порядок и периодичность представления информации, ее хранения й изменения,

2.1.8.    Для обеспечения подготовки и передачи данных на нижнем уровне организуются периферийные пункты ССОД двух типов: опорные (ОП) и первичные (ППД).

Опорные пункты организуются в крупных промышленных центрах для обслуживания нескольких энергетических объектов. Пункты передачи данных организуются на отдельных производственных объектах.

Указанные пункты создаются в целях рациональной централизации ряда функций управления энергосистемой (материально-технического снабжения, бухгалтерского учета, финансирования и планирования и т.п.).

Примеры структурных схем ССОД АСУ энергосистем приведены на рис. 4.

Обработка данных в АСУ энергосистем организуется в соответствии с руководящими указаниями по организации системы сбора и обработки данных в АСУ энергосистем.

2.2. Автоматизированные системы диспетчерского управления

2.2.1.    Основными ступенями автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ) являются:

-    АСДУ Единой энергосистемы СССР (АСДУ ЕЭС СССР 11

-    АСДУ объединенных энергосистем (АСДУ ОЭС);

-    АСДУ энергосистем (АСДУ ЭС).

При разработке АСУ предприятия электрических или тепловых сетей комплекс задач по оперативно-диспетчерскому управлению может быть также выделен в подсистему АСДУ ПЭС (ПТС).

Уровни АСДУ в ЕЭС СССР и соответствующие им ССПИ приведены в табл.З.

2.2.2.    Объемы информации, необходимой для АСДУ ЕЭС СССР, ОЭС и ЭС, определяются с учетом использования ее для:

-    оперативно-диспетчерского контроля и управления режимом;

-    автоматического регулирования частоты, мощности и напряжения;

-    выполнения на ВЦ расчетов Плановых режимов и оперативной их коррекции;

-    составления оперативно-диспетчерской отчетности;

-    формирования информационного банка данных о ЕЭС СССР, ОЭС и ЭС;

-    передачи информации с нижестоящих на вышестоящие уровни АСДУ;

-    выполнения задач производственнохозяйственного управления.

2.2.3.    При проектировании АСДУ ЕЭС СССР, ОЭС и ЭС в состав объема теле-информации включается информация для