СТО 70238424.29.240.01.007-2013
Автоматизированная системав управления (АСУ) электрических сетей. Условия создания. Нормы и требования

Некоммерческое Партнерство «Инновации в электроэнергетике»

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ (АСУ) ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ УСЛОВИЯ СОЗДАНИЯ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

Дата введения - 2011-12-08

Издание официальное

Москва

2011

ПРЕДИСЛОВИЕ

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г. № 184-ФЗ «О техническом регулировании», объекты стандартизации и общие положения при разработке и применении стандартов организаций Российской Федерации - ГОСТ Р 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения, с учетом общих требования к построению, изложению, оформлению, содержанию и обозначению по ГОСТ 1.5-2001 и правил построения, изложения, оформления и обозначения по ГОСТ Р 1.5-2004.

СВЕДЕНИЯ О СТАНДАРТЕ

1    РАЗРАБОТАН:    Открытым    акционерным    обществом    «Научно-

технический центр электроэнергетики» (ОАО «НТЦ электроэнергетики») Открытым акционерным обществом «Проектно-изыскательский и научно-исследовательский институт по проектированию энергетических систем и электрических сетей «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ» (ОАО «Институт «ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ »)

2    ВНЕСЕН

3    УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

4    ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

5.1.3    Функции    оперативно-диспетчерского,    оперативно

технологического и производственно-технического управления подразделяют на автоматизируемые и не автоматизируемые. Отнесение задачи (функции) технологического управления к категории автоматизируемой, а также степень ее автоматизации, осуществляют на основе анализа необходимости, целесообразности и достаточности с учетом совокупности технических, технологических, организационных, экономических и социальных факторов.

5.1.4    Каждую автоматизируемую функцию (комплекс функций) технологического управления объекта электрической сети рассматривают как интегральный процесс, включающий циклическую реализацию следующих взаимосвязанных процедур:

-    сбор, обработка, передача, хранение и предоставление субъектам управления, а также автоматизированным и автоматическим системам технологической информации о текущем состоянии контролируемых объектов и сети в целом;

-    разработка субъектами управления вариантов управленческого решения на основании полученных данных с учетом технических и организационных норм и технологических ограничений;

-    выбор варианта управленческого решения, в том числе на основе заранее разработанных критериев оптимальности (целевых функций);

-    организация выполнения (или самостоятельная реализация) принятого решения субъектами управления;

-    контроль выполнения действий, направленных на реализацию выбранного решения;

-    сбор информации о новом состоянии объекта управления.

5.1.5    Степень автоматизации решения задач на каждой стадии цикла управления определяют:

-    готовностью средств контроля технологических параметров и автоматизированного управления к надежной передаче достоверной информации в диспетчерские центры Системного Оператора и центры управления сетями в объемах, необходимых для нужд оперативнодиспетчерского и оперативно-технологического управления электросетевым объектом соответственно;

-    характеристиками системы сбора и передачи данных, которые

должны обеспечивать передачу телеметрической информации в диспетчерские центры Системного Оператора и центры управления сетями по открытым протоколам    передачи    данных, предусмотренных

ГОСТ Р МЭК 60870-5-101,    ГОСТ    Р МЭК 60870-5-103    и

ГОСТ РМЭК 60870-5-104

-    уровнем обеспеченности субъектов управления современными средствами вычислительной техники;

-    развитостью информационных технологий (далее - ИТ), используемых для обработки и отображения информации.

7

СТО 70238424.29.240.01.007-2011

5.1.6    Решение задач автоматизации оперативно-диспетчерского, оперативно-технологического и производственно-технического управления в ЭСК ЕНЭС и PC должно базироваться на использовании системы специализированных информационных моделей электрических сетей, базирующихся на общей информационной модели (CIM) в соответствии с рекомендациями международной электротехнической комиссии, а также принятой системы классификации и кодирования объектов электросетевого комплекса ЕНЭС и PC.

5.1.7    Состав объектов и субъектов управления, участвующих в процессах автоматизации на каждом уровне иерархии управления в ЭСК, определяют исходя из действующей организационно-функциональной модели технологического управления.

5.2 Общие требования к автоматизации технологического управления

5.2.1    На основе комплексной автоматизации оперативнодиспетчерского, оперативно-технологического и производственнотехнического управления в ЭСК необходимо обеспечить:

-    повышение надежности работы электрических сетей;

-    снижение затрат на эксплуатацию и техническое обслуживание электрических сетей;

-    снижение потерь электроэнергии при ее передаче и распределении по сетям;

-    оптимизация затрат на развитие электрических сетей;

-    нормированные характеристики качества электроэнергии у потребителей;

-    получение всеми заинтересованными субъектами рынка электроэнергии достоверной текущей и ретроспективной технологической информации о режимах работы и состоянии электросетевых объектов, в соответствии с требованиями действующих НТД.

5.2.2    Комплексную автоматизацию процессов технологического управления в ЕНЭС и PC осуществляют путем создания на всех уровнях иерархии в ЭСК автоматизированных систем управления (АСУ), которые должны обеспечить:

-    согласованность основных решений по структуре, функциям и характеристикам базовых технических и программных средств для создания АСУ на различных уровнях управления при допустимой множественности конкретных технических решений по их реализации;

-    рациональную этапность создания и развития систем технологического управления, отвечающую техническим условиям и экономическим возможностям ЭСК;

-    приоритетность создания систем (подсистем), решающих задачи оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления электрическими сетями в ЭСК.

8

5.2.3    Методология разработки АСУ электрических сетей, а также

общие технические требования к системам и базовым программнотехническим комплексам, используемым для их создания, должны определяться действующими в ЕНЭС и PC концепциями автоматизации и информатизации в ЭСК, с учетом СТО 70238424.17.220.20.005-2011, СТО 70238424.17.220.20.007-2009,    СТО    70238424.27.100.010-2011,

СТО 70238424.27.140.010-2010 и СТО 70238424.17.220.20.003-2011.

5.2.4    На каждом уровне иерархии ЭСК в создаваемой АСУ должны быть реализованы определенные наборы операционных и неоперационных функций оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления электрическими сетями.

5.2.4.1    Типовой состав комплексов функциональных задач, связанных с выполнением операционных функций на каждом уровне иерархии в ЭСК должен включать следующие наборы задач:

-    мониторинг (контроль) и регистрация текущих значений параметров режима, топологии схемы, состояния оборудования электрических сетей, технологических событий;

-    сбор, обработка и представление технологической информации о контролируемых объектах сети оперативно-диспетчерскому персоналу с помощью различных средств отображения данных;

-    хранение информации, организация соответствующих баз данных и информационных хранилищ;

- передача определенного объема    оперативной    информации

(телеинформации) на вышестоящие уровни иерархии управления, а также в смежные системы управления;

-    анализ параметров режима, топологии сети и состояния оборудования, осуществляемый в темпе процесса (on-line);

-    управление производством оперативных переключений в сети,

включая дистанционное и телеуправление оборудованием ПС (в общем случае: коммутационными аппаратами, устройствами РПН трансформаторов и автотрансформаторов, параметрами    настройки    срабатывания

микропроцессорных устройств РЗА).

5.2.4.2    На уровнях предприятий электрических сетей (ПЭС) и центров управления сетями (ЦУС) реализуется, как правило, следующий типовой набор функциональных задач, связанных с выполнением неоперационных функций (процедур информационно-аналитической деятельности персонала):

-    расчеты потерь электроэнергии в сетях с целью анализа и разработки мероприятий по их минимизации;

-    расчеты пропускной способности электрических сетей с целью выявление «узких сечений» и анализа возможностей повышения пропускной способности сетей;

-    расчеты баланса электроэнергии по сетям и прогнозирования нагрузок;

-    расчеты, связанные с анализом текущих и ретроспективных режимов работы сети по реактивной мощности и напряжению;

9

СТО 70238424.29.240.01.007-2011

-    расчеты токов короткого замыкания;

-    расчеты параметров настройки срабатывания устройств РЗА и ПА;

-    анализ данных контроля качества электрической энергии с целью разработки мероприятий по обеспечению требуемых показателей качества электроэнергии и др.

5.2.4.3    На уровнях ПЭС и ЦУС реализуются также комплексы функциональных задач, связанных с выполнением неоперационных функций производственно-технического управления ЭСК, с целью поддержки деятельности служб сетевых компаний, типовой состав которых включает следующие комплексы задач:

-    анализ состояния основного электрооборудования;

-    планирование ремонтов оборудования сети;

-    перспективное планирование развития сети;

-    формирование и ведение заявок на проведение работ по ремонту и эксплуатационному обслуживанию электрических сетей; контроль выполнения работ;

-    ретроспективный анализ данных регистрации аномальных (в том числе аварийных) событий и процессов и др.

При выполнении неоперационных функций планирования ремонтов электросетевого оборудования, а также формирования и ведения заявок на проведение работ по ремонту и эксплуатационному обслуживанию электрических сетей, должна предусматриваться передача соответствующей технологической информации в программно-аппаратные комплексы (ПАК) СО, поэтому ПАК СО и ПАК, устанавливаемые в ПЭС и ЦУС, должны быть согласованы по интерфейсам и способам обмена указанной информацией.

5.2.4.4    Конкретные требования по выбору состава функциональных

задач, связанных с выполнением операционных и неоперационных функций оперативно-диспетчерского,    оперативно-технологического    и

производственно-технического управления на каждом уровне иерархии ЭСК должны регламентироваться самостоятельными корпоративными нормативно-техническими документами соответствующих сетевых компаний.

6 Назначение и классификация автоматизированные системы управления технологическими процессами в электросетевом комплексе

6.1 Автоматизированные системы управления, создаваемые в ЭСК, в соответствии с требованиями ГОСТ 24.104, ГОСТ 24.703, ГОСТ 34.601 и ГОСТ 24.702 предназначены обеспечивать соответствующей сетевой компании повышение эффективности бизнес - процессов, в части:

-    выполнения в полном объеме договорных обязательств перед субъектами рынка электроэнергии (мощности) при обеспечении стандартных показателей качества электроэнергии в точках поставки;

-    обеспечения оптимальных плановых режимов функционирования электрической сети с соблюдением технических норм и заданных технологических ограничений;

- недопущения    технологических нарушений    режима работы

контролируемых объектов и устранение их в минимально возможные сроки при возникновении;

-    организации процессов оперативного управления, эксплуатации и технического обслуживания электросетевых объектов с соблюдением установленных технических и технологических правил, норм и регламентов;

- планирования и осуществления развития    подведомственных электрических сетей с учетом достижений мировой и отечественной науки техники и технологий.

6.2    АСУ создают на разных уровнях иерархии управления в электросетевом комплексе, а именно:

-    на ПС различных классов напряжений от 6 до 750 кВ (в том числе распределительных пунктах, трансформаторных подстанциях);

-    в диспетчерских пунктах района распределительных электрических сетей (ДП РЭС);

-    в диспетчерских пунктах предприятий распределительных электрических сетей (ДП ПЭС);

-    в центрах управления сетями (ЦУС) региональных сетевых компаний

(РСК);

-    в ЦУС из состава федеральной сетевой компании (в магистральных электрических сетях (МЭС)).

6.3    При создании АСУ на уровнях ДП ПЭС и ЦУС сетевых компаний в их иерархической структуре необходимо учитывать региональные узлы связи (РУС). Телеинформация с объектов ЭСК должна передаваться напрямую в диспетчерские центры СО через РУС в требуемом объеме без промежуточной обработки в ЦППС или в ОИК.

6.4    Классы и виды АСУ ТП, создаваемых на каждом из перечисленных уровней иерархии управления в ЭСК, определяются спецификой контролируемых и управляемых технологических процессов, характерных для данного уровня, и соответствующим этой специфике набором функций, который должен выполняться персоналом электросетевых объектов и/или организаций и для автоматизации которого предназначена создаваемая система управления.

6.5    Уровень подстанций

6.5.1 На ПС ЕНЭС с классами высшего напряжения от 330 до 750кВ АСУ ТП создают:

-    при строительстве ПС,

-    при комплексном техническом перевооружении и реконструкции ПС,

-    при комплексной реконструкции распределительного устройства (РУ) одного уровня напряжения (например, при строительстве новой ЛЭП) на ПС,

11

СТО 70238424.29.240.01.007-2011

-    в рамках программ повышения надежности и наблюдаемости ЕНЭС действующих ПС.

Во всех этих случаях создаваемые полномасштабные АСУ ТП (п.5.4.1) предназначены для решения ряда задач оперативного контроля и управления, регистрации и анализа нормальных и аварийных событий и процессов, мониторинга состояния оборудования и т.д., а также должны обеспечивать передачу технологической информации (оперативной и неоперативной) в центры управления электрическими сетями и энергосистемами.

6.5.2    На строящихся и комплексно-реконструируемых подстанциях ЭС 220 кВ (и отдельных ПС 110, 35 кВ) ЕНЭС, как правило, создают АСУ ТП, реализующие определенный набор функций контроля и автоматизированного управления оборудованием электрической сети, определяемый назначением ПС в ЭСК (магистральная, питающе-распределительная, распределительная) техническим и технико-экономическим обоснованием создания АСУ ТП.

6.5.3    На существующих и частично реконструируемых ПС ЭС класса напряжения 220 кВ (и отдельных ПС 110 и/или 35 кВ) ЕНЭС, полномасштабную АСУ ТП, как правило, не создают. В данном случае целесообразно осуществить модернизацию и расширение (при необходимости) объектных систем сбора и передачи информации - ССПИ, обеспечивающих диспетчерские центры и ЦУС необходимым объемом оперативной информации о режиме и состоянии оборудования и систем ПС и сети, а также о различных технологических событиях.

ССПИ на таких объектах целесообразно дополнять автономными или интегрируемыми подсистемами:

-    АИИСКУЭ;

-    регистрации аварийных процессов и событий (РАС);

-    мониторинга состояния первичного оборудования.

Доступ к информационным ресурсам данных подсистем целесообразно обеспечивать через АРМ персонала, устанавливаемых на ПС, или с помощью удаленного доступа с АРМ, размещаемого в производственных подразделениях РЭС, ПЭС, ЦУС.

6.5.4 На строящихся и реконструируемых ПС PC всех классов напряжений создают (модернизируют) объектные средства ССПИ, обеспечивающие сбор и передачу определенного объема телеинформации в соответствующие РЭС, ПЭС, ЦУС РСК (по принадлежности).

На действующих ПС PC, как правило, выполняют модернизацию объектных средств ССПИ в соответствии с требованиями, определяющими объемы информации, передаваемые с объектов на верхний уровень управления.

6.6 Уровень РЭС

6.6.1 В районах электрических сетей (РЭС) - обособленных структурных подразделениях предприятий электрических сетей (ПЭС), входящих в состав РСК, как правило, создаются двух уровневые АСУ ТП. Объектами оперативно-технологического контроля и управления ЭС в РЭС

является оборудование электроустановок напряжением от 6 кВ и выше (в том числе ПС, РУ, переключательных, трансформаторных пунктов) эксплуатируемых без постоянного присутствия на них оперативного персонала.

Для ПТК АСУ ТП РЭС целесообразно использовать следующую архитектуру:

-    на нижнем уровне - на подстанциях (РП, ПП, ТП) реализуются ПТК объектных ССПИ, обеспечивающие сбор и передачу телеинформации в ДП РЭС, а также реализацию управляющих команд с ДП РЭС;

-    на верхнем уровне - в ДП РЭС, размещаемом, как правило, на ремонтно-производственной базе (РПБ), либо в ремонтно-эксплуатационном пункте (РЭП), либо при одной из районных подстанций 35-110 кВ, -реализуются подсистемы АСУ ТП, осуществляющие прием, обработку полученной по каналам телемеханики телеинформации и отображение данных на АРМ оперативного персонала, щите управления и обеспечивающие возможность (по требованию заказчика) телеуправления коммутационными аппаратами подчиненных объектов.

6.7 Уровень предприятий электрических сетей

6.7.1    В технологические процессы предприятий ЭС (ПЭС) включают эксплуатационное обслуживание, оперативно-технологическое управление ПС разных классов напряжения, начиная от 35 кВ и выше.

Для предприятий, в операционную зону которых входят объекты, находящиеся в диспетчерском управлении (ведении) ДЦ СО, кроме указанных выше, еще и оперативно-диспетчерское управление соответствующими объектами. Для всех указанных предприятий создают АСУ, на основе иерархически автоматизированных систем диспетчерско-технологического управления (АСДТУ).

6.7.2    АСДТУ ПЭС и ПМЭС строят как систему с иерархической архитектурой, включающей (в общем случае):

-    на подстанциях - ПТК объектных ССПИ, обеспечивающих сбор и передачу телеинформации в ДП ПЭС, а на некоторых подстанциях (см. п. 6.4) - АСУ ТП (в составе которых обязательно включают подсистемы, обеспечивающие выполнение всех функций ССПИ), являющихся системами нижнего уровня;

-    на верхнем уровне (в ДП ПЭС) - следующие подсистемы АСДТУ:

а)    ССПИ верхнего уровня (прием-передача телеметрической информации, реализуемой на базе центральной приемо-передающей станции - ЦППС телемеханики);

б)    оперативно-информационный - ОИК или оперативный информационно-управляющий комплекс - ОИУК (обеспечивающий возможность реализации, включая функций телеуправления оборудованием контролируемых объектов энергетики);

в)    автоматизированные рабочие места (АРМ) персонала ПЭС;

г)    система отображения и управления диспетчерским щитом (ДЩ);

13

СТО 70238424.29.240.01.007-2011

д) комплексы различных технологических задач (используемые в случае необходимости).

6.7.3    В случае вхождения в организационную структуру ПЭС групп объектов ЭС классов напряжения от 6 кВ и выше, объединенных в отдельные районы ЭС - РЭС, для которых создают АСУ ТП РЭС (см. 6.6.1), АСУ ТП РЭС включают в иерархическую структуру АСДТУ ПЭС в качестве подсистем нижнего уровня - источников телеинформации о режиме и состоянии ЭС.

6.7.4    В общем случае средствами ОИК или ОИУК, устанавливаемых в ДП ПЭС, реализуют следующие функциональные подсистемы АСДТУ:

-    подсистемы, обеспечивающие участие ДП ПЭС в оперативнодиспетчерском и оперативно-технологическом управлении процессами функционирования электрических сетей;

-    подсистемы диспетчерско-технологического управления процессами эксплуатации и ремонтов электрических сетей.

6.8 Уровень центров управления сетями (ЦУС, ДП сетевых компаний)

6.8.1 Для ЦУС, создаваемых в ФСК ЕЭС (ЦУС ФСК) и в региональных сетевых компаниях (ЦУС РСК), как и для предприятий ЭС (см. и. 6.6), характерны технологические процессы, для управления которыми создают АСУ ТП, относимые к классу автоматизированных систем диспетчерско-технологического управления - АСДТУ электрическими сетями.

6.8.2 АСДТУ электрическими сетями, относящимися к зоне обслуживания и операционной зоне ЦУС, создают как систему с иерархической архитектурой, включающей в качестве подсистем следующие системы:

6.8.2.1    На ПС ЕНЭС и PC, входящих в зоны ЦУС ФСК и ЦУС РСК, создают АСУ ТП или объектные ССПИ, описанные в п. 6.4 и являющиеся системами (подсистемами) нижнего уровня АСДТУ, обеспечивающие сбор и передачу в ЦУС технологической информации необходимого объема, а также прием и выполнение переданных из ЦУС (и/или ДЦ) команд непосредственного телеуправления оборудованием ПС (в согласованных объемах).

6.8.2.2    В самих ЦУС реализуют следующие подсистемы АСДТУ:

-    подсистемы, обеспечивающие участие ЦУС в оперативнодиспетчерском и оперативно-технологическом управлении процессами функционирования электрических сетей, в том числе:

а)    подсистемы оперативного контроля и отображения режимов и состояния схемы и оборудования основной электрической сети;

б)    подсистемы управления оперативными переключениями в электрических сетях (включая телеуправление оборудованием ПС из ЦУС);

в)    подсистемы информационно-технологической поддержки диспетчерского персонала ЦУС, обеспечивающие возможность доступа к информации, включая событийную и обобщенную информацию, данные от

14

подсистем регистрации аварийных событий и процессов в составе АСУ Ш подстанций;

г) подсистема диспетчерского тренажера для подготовки и обучения оперативно-диспетчерского персонала ЦУС и ПС;

-    подсистемы диспетчерско-технологического управления процессами ремонтов и эксплуатационного обслуживания электрических сетей, в том числе:

а)    подсистемы контроля состояния оборудования электрических сетей и диспетчерского ведения заявок на работы по ремонту и эксплуатационному обслуживанию сетей;

б)    подсистемы контроля допуска бригад к выполнению работ на сетевом оборудовании и количества работающих бригад; диспетчеризации планируемых и выполняемых работ по ремонту и эксплуатационному обслуживанию оборудования электрических сетей;

-    подсистемы поддержки информационно-аналитической деятельности персонала ЦУС и других подразделений сетевой компании, обеспечивающие поддержку выполнения неоперационных функций (расчеты потерь электроэнергии в сетях, оценка загрузки оборудования и линий с целью выявление «узких сечений» и анализа возможностей повышения пропускной способности сетей).

6.9 В состав подсистем АСДТУ, реализуемых на уровнях предприятий электрических сетей и центров управления сетями, включают следующие подсистемы:

6.9.1    Подсистемы обмена технологической информацией с автоматизированной системой (АС) СО - с программно-техническими средствами АСДУ подразделений Системного оператора, в соответствии с оперативным и диспетчерским управлением и ведением объектами сети. Подсистемы должны обеспечивать:

-    взаимный обмен оперативно-диспетчерской информацией о текущих режимных параметрах, состоянии схемы сети и оборудования;

-    передачу в АС СО данных регистрации аварийных событий и процессов, в том числе данных осциллографирования;

-    передачу в АС СО производственно-технической информации (оперативные сводки о состоянии оборудования энергосистемы; передача и согласование заявок на проведение работ по ремонтам, техническому обслуживанию и реконструкции оборудования электрических сетей; данные о текущем состоянии сетевых объектов и ход выполнения работ по заявкам);

-    передачу в АС СО с необходимой периодичностью актуализированных расчетных схем для осуществления функций расчета диспетчерского графика.

6.9.2    Подсистемы информационного обмена с ДП вышестоящих уровней сетевой компании, для решения задач АСДТУ соответствующего уровня должны обеспечивать передачу (доступ к):

15

СТО 70238424.29.240.01.007-2011

-    технологической информации о режимах и состоянии электрических сетей и отдельных объектов;

-    технологической информации о режимах и состоянии электрических сетей смежных энергосистем и энергообъединений, а также параллельно работающих энергосистем сопредельных государств;

-    данных регистрации аварийных событий и процессов, в том числе осциллографирования;

-    данных контроля (мониторинга) состояния оборудования сетевых объектов;

-    технологической информации о ходе выполнения эксплуатационных и ремонтных работ;

-    информации, связанной с событиями (наступившими или прогнозируемыми), представляющими угрозу электрическим сетям: смерчи, ураганы, террористические акты и т.п.

6.9.3    Подсистема информационного обмена с автоматизированной системой производственно-технического управления (АСПТУ), обеспечивающей поддержку соответствующих видов деятельности служб сетевой компании.

6.9.4    Подсистемы информационного обмена с корпоративными информационными системами управления бизнес-процессами сетевых компаний (КИС, КИСУ).

6.10 В составе и АСУ ТП ПС, и подсистем АСДТУ уровней ПЭС, ЦУС должны входить программно-технические средства (подсистемы), обеспечивающие информационное взаимодействие (в том числе интеграцию) с самостоятельными смежными информационно-технологическими системами:

-    релейной защиты и автоматики (РЗА);

-    АИИСКУЭ;

-    автоматическими системами регулирования и противоаварийного управления.

7 Требования к процессам создания АСУ в электросетевом комплексе

7.1    Состав работ по созданию АСУ в ЭСК

7.1.1    Процессы создания АСУ представляют собой совокупность взаимосвязанных, упорядоченных во времени, объединенных в этапы (стадии) работ, для каждой из которых должны быть четко определены и разграничены функции Заказчика и Исполнителя.

7.1.2    Этапы (стадии) создания АСУ различают в зависимости от вида, сложности и назначения системы. В общем случае различают следующие этапы (стадии):

-    разработка требований к АСУ и технического задания на создание или реконструкцию системы;

-    проектирование системы, включая предпроектное обследование;

-    разработка конкурсной документации и проведение тендерных процедур на право выполнения комплекса работ по реализации проекта, заканчивающихся подготовкой и заключением контракта с победителем конкурса;

-    рабочее проектирование системы - разработка рабочей документации (рабочее проектирование системы и все последующие перечисленные ниже работы могут выполняться только после определения победителя конкурса);

-    заказ, изготовление и поставка программно-технических средств и их комплексов для всех компонентов системы и их комплексирование;

-    поставка НТК на ПС, проведение монтажных и пусконаладочных работ;

-    обучение представителей заказчика: оперативного и обслуживающего персонала ПС и персонала технологических служб - пользователей АСУ ТП;

-    проведение различных испытаний и ввод системы в опытную эксплуатацию;

-    опытная эксплуатация и сопровождение системы со стороны разработчиков;

-    ввод системы в эксплуатацию;

-    гарантийное, послегарантийное и сервисное обслуживание системы в процессе эксплуатации.

7.1.3 При реконструкции существующей АСУ последовательность этапов работ, в первую очередь, определяется необходимостью обеспечить возможность совместного функционирования старых и новых компонентов системы на каждом этапе реконструкции.

7.2 Разработка требований к АСУ и технического задания на создание или реконструкцию системы

7.2.1    Разработка требований к АСУ в общем случае включает следующие основные работы:

-    обследование объекта и обоснование необходимости создания АСУ (обследование объекта управления может также осуществляться и на стадии разработки проекта АСУ);

-    разработка концепции АСУ, включая проведение необходимых научно-исследовательских работ - при необходимости (разрабатывается, как правило, для впервые создаваемых видов АСУ);

-    разработка требований пользователя к АСУ;

-    разработка и утверждение технического задания (ТЗ) на создание или реконструкцию АСУ.

7.2.2    При создании (реконструкции) АСУ в рамках работ по новому строительству или техническому перевооружению и реконструкции (комплексному или частичному) электросетевых объектов ТЗ на создание или реконструкцию АСУ может не разрабатываться как отдельное ТЗ; в этом случае оно разрабатывается и утверждается в составе технического задания по титулу в целом.

17

ВВЕДЕНИЕ

Электросетевой комплекс (ЭСК) является важнейшей частью технологической инфраструктуры Единой энергетической системы России, а также национального рынка электроэнергии и мощности.

Создание современных автоматизированных систем управления ЭСК необходимо для повышения эффективности функционирования и эксплуатации ЕНЭС и PC (прежде всего в части надежности и экономичности передачи и распределения электроэнергии и мощности) за счет комплексной автоматизации процессов сбора, передачи и обработки информации, принятия и реализации управленческих решений при осуществлении функций диспетчерского и технологического управления электросетевыми объектами на базе современных информационных технологий.

Требования настоящего стандарта направлены на обеспечение решения задач оперативно-диспетчерского, оперативно-технологического и производственнотехнического управления электрическими сетями различных уровней иерархии системы управления электросетевым комплексом, а именно:

-    электрических подстанций (ПС) классов напряжений от 6 до 750 кВ (в том числе распределительных пунктов, трансформаторных ПС);

-    диспетчерских пунктов районов распределительных электрических сетей (ДПРЭС);

-    диспетчерских пунктов предприятий распределительных электрических сетей (ДП ПЭС);

-    центров управления сетями (ЦУС) региональных сетевых компаний (РСК);

-    Ц,УС филиалов федеральной сетевой компании (ФСК ЕЭС) -магистральных электрических сетей (МЭС);

-    диспетчерских пунктов сетевых компаний.

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ СИСТЕМА УПРАВЛЕНИЯ (АСУ) ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ УСЛОВИЯ СОЗДАНИЯ НОРМЫ И ТРЕБОВАНИЯ

1 Область применения

1.1    Настоящий стандарт определяет единые нормы и требования к условиям создания автоматизированных систем управления (АСУ) электрическими сетями, относящихся к автоматизированным системам управления технологическими процессами (АСУ ТП) создаваемых в электросетевом комплексе (ЭСК) и обеспечивающим (в общем случае) сбор, обработку, хранение, анализ и передачу технологической информации и ее использование с целью решения задач оперативно-диспетчерского, оперативно-технологического и производственно-технического управления электросетевыми объектами на базе современных программно-технических средств автоматизации, вычислительной техники и информационных технологий.

1.2    Настоящий стандарт распространяется на автоматизированные системы управления электрическими сетями вновь сооружаемые и подлежащие техническому перевооружению и реконструкции.

1.3    Объектами регулирования настоящего стандарта являются автоматизированные системы управления электрическими сетями классов напряжений от 6 до 750 кВ.

1.4    Настоящий стандарт предназначен для применения следующими субъектами:

-    Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы (далее - ФСК);

-    межрегиональные распределительные сетевые компании (далее -МРСК);

-    региональные электросетевые компании (далее - РСК);

-    научно-исследовательские, проектные и другие специализированные организации, участвующие в создании и эксплуатации систем автоматизации электросетевых объектов.

1.5    Порядок применения настоящего стандарта другими субъектами хозяйственной деятельности на территории Российской Федерации участвующими в процессах создания АСУ электрическими сетями (в качестве изготовителей и поставщиков продукции, исполнителей работ и услуг) определен в 4.17 и 4.18 ГОСТ Р 1.4.

1

СТО 70238424.29.240.01.007-2011

2 Нормативные ссылки

В настоящем СТО использованы ссылки на следующие нормативные документы и стандарты:

Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» Постановление Правительства РФ № 854 от 27 декабря 2004 года. «Правила оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике»

ГОСТР 1.4-2004 Стандартизация в Российской Федерации. Стандарты организаций. Общие положения

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. Автоматизированные системы. Термины и определения

ГОСТ 24.701-86 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Надежность автоматизированных систем управления. Основные

положения

ГОСТ 24.702-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Эффективность автоматизированных систем управления. Основные положения

ГОСТ 24.703-85 Единая система стандартов автоматизированных систем управления. Типовые проектные решения в АСУ. Основные положения

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания

ГОСТ Р МЭК 60870-5-103-2005 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 103. Обобщающий стандарт по информационному интерфейсу для аппаратуры релейной защиты

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 60870-5-104-2004 Устройства и системы телемеханики. Часть 5. Протоколы передачи. Раздел 104. Доступ к сети для ГОСТ Р МЭК 870-5-101 с использованием стандартных транспортных профилей

ГОСТ Р МЭК 60870-2-2-2001 Устройства и системы телемеханики. Часть 2. Условия эксплуатации. Раздел 2. Условия окружающей среды (климатические, механические и другие неэлектрические влияния)

СТО 70238424.17.220.20.005-2011 Системы связи, сбора и передачи информации в энергосистемах. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.17.220.20.007-2009 Системы и устройства диагностики состояния оборудования подстанций и ЛЭП. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения

СТО 70238424.27.100.010-2011 Автоматизированные системы управления технологическими процессами (АСУТП) ТЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.27.140.010-2010 Автоматизированные системы управления технологическими процессами ГЭС и ГАЭС. Условия создания. Нормы и требования

СТО 70238424.17.220.20.003-2011    Автоматизированные

информационно-измерительные системы учета электроэнергии (АНИС УЭ). Условия создания. Нормы и требования

РД 50-34.698-90 Методические указания. Информационная технология. Комплекс стандартов и руководящих документов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Требования к содержанию документов. Утверждены Постановлением Госстандарта СССР от 27.12.1990 № 3380

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов в информационной системе общего пользования - на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины и определения в соответствии ГОСТ 34.003 и СТО 70238424.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1    Автоматизированная    информационно-измерительная

система    коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) в

электрических сетях: Иерархическая распределенная автоматизированная система,    представляющая собой совокупность специализированных,

метрологически аттестованных технических и программных средств АИИС КУЭ ПС, средств сбора, передачи и обработки информации технического и коммерческого учета, позволяющих производить вычисление потерь и сальдированной величины передачи электроэнергии по электрическим сетям.

3.2    Автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) в электрических сетях: Человеко-машинная система, создаваемая на разных уровнях электросетевого комплекса - ЭСК (ПС, РЭС, ПЭС, ЦУС) для автоматизированного управления технологическими процессами, характерными для данного уровня ЭСК.

3.3    Автоматизированная система управления технологическими процессами подстанции (АСУ ТП ПС): Человеко-машинная система, включающая ПТК, решающий различные задачи сбора, обработки, анализа.

3

СТО 70238424.29.240.01.007-2011

визуализации, хранения, передачи технологической информации и автоматизированного управления оборудованием ПС и организационные мероприятия по контролю и оперативному управлению технологическими процессами ПС.

3.4    Функция операционная: Функция, связанная с участием в непосредственном управлении электроэнергетическим режимом и принятием решения о способе действий подчиненного персонала в нормальных и аварийных режимах.

3.5    Функция неоперационная:    функция,    не    связанная    с

непосредственным управлением электроэнергетическим режимом и принятием решения о способе действий подчиненного персонала в нормальных и аварийных режимах.

3.6    Система сбора и передачи информации: В состав ССПИ входят средства сбора, обработки, подготовки, передачи телеинформации и приема сигналов (команд) телеуправления, реализованные на энергообъектах, приемно-передающие устройства, устанавливаемые в центрах управления, а также используемые для передачи данных каналы связи. На объекте, оснащенном АСУ ТП, объектные средства ССПИ являются функциональной подсистемой АСУ ТП.

3.7    Информация телеметрическая (оперативная информация,

телеинформация):    Технологическая информация передаваемая по

выделенным каналам связи с использованием соответствующих протоколов и требований обмена, обусловленных временем и условиями доставки, а также ее использованием для целей оперативно-диспетчерского управления.

3.8    Телемеханика: Совокупность способов, средств контроля и управления объектами на расстоянии посредством передачи информации и команд управления по каналам связи между объектами и удаленными пунктами управления.

3.9    Информация технологическая: Оперативная (телеинформация), и неоперативная информация об электроэнергетическом режиме и состоянии электрической сети и сетевого оборудования.

3.10    Технологическое управление в электрических сетях:

Комплекс взаимосвязанных бизнес-процессов, опирающихся на использование технологической информации и направленных на решение задач производственно-технического и оперативно-диспетчерского характера по управлению    передачей, преобразованием и распределением

электроэнергии в сетях.

4 Обозначения и сокращения

В настоящем стандарте использованы следующие обозначения и сокращения:

АС    -    автоматизированная система;

АИИСКУЭ -    автоматизированная информационно-измерительная

система коммерческого учета электроэнергии;

АРМ - автоматизированные рабочие места персонала ПЭС; АСДТУ - автоматизированная система диспетчерско-технологического управления; АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;

АСПТУ - автоматизированная система производственно-технического управления; АСУТП процессами; АСУ ЭС сетями; ВЛ ДП ДЦ ДЩ ЕНЭС ЕЭС ИТ КВЛ КИС КЛ лэп -    автоматизированная система управления технологическими -    автоматизированные системы управления электрическими -    воздушная линия; -    диспетчерский пункт; -    диспетчерский центр; -    диспетчерский щит; -    Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть ; -    единая энергетическая система России; -    информационные технологии; -    кабельно-воздушная линия электропередачи; -    корпоративная информационная система; -    кабельная линия электропередачи; -    линия электропередачи;

МРСК - Межрегиональная электросетевая компания - филиал ОАО «Холдинг МРСК»; МЭС - магистральные электрические сети ;

ПА - противоаварийная автоматика; ПНР ПП ПС ПТК ПТС ПЭС РД РДУ РЗА РП РПБ PC РСК -    пусконаладочные работы; -    переходной пункт; -    подстанция; -    программно-технический комплекс; -    программно-технические средства; -    предприятие электрических сетей; -    рабочая документация; -    региональное диспетчерское управление; -    релейная защита и автоматика; -    распределительный пункт; -    ремонтно-производственная база; -    распределительные электрические сети; -    региональная электросетевая компания;

5

СТО 70238424.29.240.01.007-2011

РУ    -    распределительное устройство;

РЭП    - ремонтно-эксплуатационный пункт;

РЭС    - район электрических сетей (распределительных);

СГЭ    - система гарантированного электропитания;

СМР    - строительно-монтажные работы;

СО    -    системный оператор;

ССПИ    - система сбора и передачи информации;

ТГК    - территориальная генерирующая компания;

ТЗ    -    техническое задание;

ТМ    - телемеханика;

ТОиР    - техническое обслуживание и ремонт;

ТОУ    - технологический объект управления;

ТП    -    трансформаторный пункт;

ТТ    -    технические требования;

ФСК - федеральная сетевая компания (ОАО «ФСК ЕЭС»);

ЦП! 1C    -центральная приемо-передающая станция;

ЦУС    - центр управления сетями;

ЭСК    - электросетевой комплекс;

ЭСО    - электросетевые объекты;

CIM    - общая информационная модель (англ. Common Information

Model).

5 Общие положения по автоматизации технологического управления в электросетевом комплексе (ЭСК)

5.1    Процессы технологического управления в ЭСК как объекты автоматизации

5.1.1 Технологическое управление в ЕНЭС и PC на основе постоянного получения и обработки технологической информации от контролируемых объектов ЭСК должно обеспечивать выработку и осуществление субъектами управления в зоне их ответственности организационно-технических мероприятий (в том числе управляющих воздействий) по:

-    поддержанию и/или изменению технологического режима функционирования электрических сетей;

-    эксплуатационному обслуживанию и ремонтам электрических сетей.

5.1.2    При автоматизации технологического управления осуществляется декомпозиция соответствующих процессов управления на комплексы решаемых задач (выполняемых функций), которые на основе использования современных средств вычислительной техники и информационных технологий обеспечивают поддержку основных видов деятельности субъектов управления по оперативно-диспетчерскому, оперативно-технологическому и производственно-техническому управлению как в ЕНЭС, так и в PC.