1. общие данные

Техническое задание
«Выполнение работ по инженерным изысканиям, по разработке
проектной, рабочей документации, выполнению авторского
надзора по титулу «Плавка гололёда на объектах Сочинского
региона ОАО «ФСК ЕЭС»»
2013г.
Страница 1
СОДЕРЖАНИЕ
1.
2.
3.
4.
5.
Общие данные.
Этапы разработки документации
Предельная стоимость и сроки выполнения услуг.
Общая характеристика ВЛ.
Требования к техническим характеристикам основного
электротехнического и вторичного оборудования.
Приложение:
Схемы и чертежи
3
3
3
3
9
5л. в 1 экз.
Страница 2
1. общие данные
1.1.
Объект реконструкции:
- ВЛ 220кВ Центральная – Вардане,
- КВЛ 220кВ Вардане – Дагомыс 1 цепь и КВЛ 220кВ Вардане – Дагомыс 2 цепь,
- КВЛ 220кВ Вардане – Черноморская,
- КВЛ 220кВ Дагомыс – Сочинская ТЭС,
- КВЛ 220кВ Сочинская ТЭС – Псоу,
- ВЛ 220кВ Адлерская ТЭС – Псоу,
- КВЛ 220кВ Адлерская ТЭС – Черноморская,
- КВЛ 220кВ Черноморская – Поселковая,
- ВЛ 220кВ Псоу – Поселковая.
1.2. Виды работ:
- ОТР, разработка: проектной документации, рабочей документации, авторский надзор
2. Этапы разработки документации.
2.1. ОТР, разработку проектной документации и произвести в соответствии с
заданием на проектирование.
2.2. Разработку рабочей документации выполнить на основании утвержденной
проектной документации, получившей положительное заключение государственной
экспертизы.
2.3. Выполнить авторский надзор
3. Предельная стоимость и сроки выполнения услуг.
3.1. Подрядчик приступает к работам на объекте с момента подписания Договора.
Окончание работ – 28 ноября 2013г.
4. Общая характеристика ВЛ.
ВЛ Сочинского ПМЭС проходят по районам с толщиной стенки гололеда более
25мм. (ПУЭ-7, рис. 2.5.2. Карта районирования территории РФ по толщине стенки
гололеда).
Согласно п. 2.5.16 ПУЭ-7 на этих ВЛ рекомендуется предусматривать плавку
гололеда на проводах и тросах.
ВЛ с диспетчерским наименованием:
«ВЛ 220 кВ Центральная – Вардане»
Показатель
Значение / Заданные характеристики
Протяженность ВЛ
141,342 км
Марка провода
АС400/51
Марка грозотроса (длина, км)
2хС-70 (2х27,257=54,514км)
Организация плавки гололёда на Определить при проектировании
проводах и тросах по всей трассе ВЛ
1.Плавка гололеда на проводах «ВЛ 220 кВ Центральная – Вардане» проводится по
существующей программе плавки гололеда №6 КП «ВЛ 220 кВ Центральная – Дагомыс»
Страница 3
(прилагается) с ПС Центральная от шести (ВУПГ В-ТППД-1,6к-14У 3ОАО
«Электровыпрямитель» г. Саранск) по схеме «фаза-фаза» до оп.№348 на закорачивающий
разъединитель расположенный на площадке РП Вардане.
2. Плавка гололеда на тросах «ВЛ 220 кВ Центральная – Вардане» проводится по
существующей программе плавки гололеда №7 КП «ВЛ 220 кВ Центральная – Дагомыс»
(прилагается) с ПС 500 кВ Центральная от трансформатора 40 МВА 110/35 кВ на
установленную перемычку между тросами 1 и 2 на оп. №89.
«КВЛ 220 кВ Вардане – Дагомыс 1 цепь» и
«КВЛ 220 кВ Вардане – Дагомыс 2 цепь»
Показатель
Значение / Заданные характеристики
Протяженность КВЛ
15,23 км
Марка провода
АС400/51
Марка грозотроса
нет
Организация плавки гололёда на Определить при проектировании
проводах и тросах по всей трассе КВЛ
1.Плавка гололеда на «КВЛ 220 кВ Вардане – Дагомыс 1 цепь» и «КВЛ 220 кВ
Вардане – Дагомыс 2 цепь» (после ввода в эксплуатацию РП Вардане) может проводится по
схеме «фаза-фаза» с ПС 220 кВ Дагомыс от ВУПГ (ВУПГ-14/1400 ОАО НИИ Постоянного
Тока г. Санкт Петербург) на закорачивающий разъединитель устанавливаемы на ПС 220кВ
Дгомыс
Обе цепи ВЛ 220кВ Вардане - Дагомыс выполняются проводом марки АС-400/51.
Суммарная длина для ПГ L=15,6 км.
Состав устанавливаемого оборудования:
1.На ПС 220 Дагомыс:
- один трехфазный разъединитель 220 кВ на номинальный ток 1600А;
- три однофазных разъединителя 35 кВ на номинальный ток 1600А;
- один трехфазный закорачивающий разъединитель 220 кВ на номинальный ток 1600А;
- КЛ от ВУПГ до РПГ 35 кВ.
2. На РП 220 Вардане:
- один трехфазный секционирующий разъединитель 220 кВ, номинальный ток 1600А.
«КВЛ 220 кВ Вардане – Черноморская»
Показатель
Значение / Заданные характеристики
Протяженность КВЛ
В габаритах: 500 кВ 52,64 км; 220 кВ 11,3 км
Марка провода
АС400/51
Марка грозотроса (длина, км)
С-70 (2,365 км)
Организация плавки гололёда на
Определить при проектировании
проводах и тросах по всей трассе КВЛ
1.Плавка гололеда на «КВЛ 220 кВ Вардане – Черноморская» может проводится с
РП 220 кВ Вардане от оп. 1/12 до ЗКРП оп. № 156 (весь участок в габаритах 500 кВ
52.641км). В расчет определенным с учетом стрел провиса проводов Uпл= 13,9 кВ,
Iпл=4500А по схеме «фаза-две фазы».
Страница 4
Для осуществления данной ПГ необходимо:
1.На РП 220 кВ Вардане:
- установить трансформатор 63 МВА, 220/10 кВ с кабельным подключением к СШ 220 кВ
КРУЭ-220 (Расширение КРУЭ не требуется – имеется свободная система шин 220 кВ на
которую предусматривается подключение автотрансформатора 500 кВ при переводе РП на
напряжение 500 кВ – в настоящее время до 2020 года не предусматривается. При
необходимости установки АТ 500 кВ за пределами 2020 года трансформатор плавки
гололеда может быть переведен на СШ 220 кв с параллельным подключением с ТСН 5
МВА 220/10 кВ через разъединитель 220 кВ наружной установки. До установки АТ 500 кВ
трансформатор плавки гололеда может быть использован для резервирования СН).
- установить три ВУПГ (ВУПГ-14/1400 ОАО НИИ Постоянного Тока г. Санкт Петербург)
- выполнить гибкую ошиновку в габаритах 35 кВ от трансформатора плавки до РУ ПГ
(распределительного устройства плавки гололеда) возле первой опоры 500 кВ №1/12
«КВЛ 220 кВ Вардане – Черноморская» расположенной в непосредственной близости
(100м от территории РП 220 кВ Вардане, заходы на выполнены в габаритах 220 кВ) Схема
расстановки опор прилагается. Длину гибкой ошиновки 35 кВ определить проектом при
выборе места установки ВУПГ. Параметры гибкой ошиновки-две фазы сечением по 1200
мм.
2. Состав оборудования РУ ПГ:
- один трехполюсный разъединитель 500 кВ (с учетом перевод ВЛ на напряжение 500 кВ);
- четыре однополюсных разъединителя 35 кВ на ток 6 кА.
3. Состав оборудования ЗКРП: закорачивающий разъединитель Uн= 220 кВ, Iн=6 кА
II. Плавка гололеда на участке 220 кВ 11,283 км может осуществляется с РП 220 кВ
Черноморский на ЗКРП у оп. № 156, предусматриваемого для участка 500кВ.
Состав оборудования: установка дополнительного оборудования не требуется.
«КВЛ 220 кВ Дагомыс – Сочинская ТЭС»
Показатель
Значение / Заданные характеристики
Протяженность КВЛ
17,139 км
Марка провода
АС400/51
Марка грозотроса (длина, км)
С-70 (3,959км), ОКГТ (17,139 км)
Организация плавки гололёда на Определить при проектировании
проводах и тросах по всей трассе КВЛ
1.Плавку гололеда «КВЛ 220 кВ Дагомыс – Сочинская ТЭС» на проводах
проводить с ПС 220 кВ Дагомыс от существующей регулируемой ВУПГ (ВУПГ-14/1400
ОАО НИИ Постоянного Тока г. Санкт Петербург) на существующее ЗКРП возле Сочинской
ТЭС по схеме «фаза – фаза».
В условиях сложной схемно – режимной обстановки одновременная плавка
гололеда на КВЛ 220 Дагомыс - Сочинская ТЭС и ВЛ 220 кВ Сочинская ТЭС – Псоу
недопустима. Учесть при проектировании выдачу мощности Сочинской ТЭС по одной из
вышеуказанных линий, при проведении плавки гололеда по другой.
Состав оборудования;
1.На ПС 220 Дагомыс:
- один трехфазный разъединитель 220 кВ на номинальный ток 1600А;
- три однофазных разъединителя 35 кВ на номинальный ток 1600А;
- КЛ от ВУПГ до РПГ 35 кВ.
2. На ЗКРП возле Сочинской ТЭС:
Страница 5
- выполнить ошиновку РПГ 220 кВ.
«КВЛ 220 кВ Сочинская ТЭС – Псоу»
Показатель
Протяженность КВЛ
Марка провода
Марка грозотроса (длина, км)
Организация плавки гололёда на
проводах и тросах по всей трассе КВЛ
Значение / Заданные характеристики
34,035 км
АС400/51
С-70 (3,959 км), ОКГТ (30,823 км)
Определить при проектировании
I.Плавку гололеда на проводах КВЛ 220 кВ Сочинская ТЭС – Псоу проводить с
ПС220 кВ Псоу от регулируемой терристорной установки ВУПГ-14/1600 ОАО НИИ
Постоянного Тока г. Санкт Петербург (в настоящее время установлена В-ТППД-1,6к-14У
3ОАО «Электровыпрямитель» г. Саранск 2009 г.) на существующее ЗКРП возле Сочинской
ТЭС. Также необходима установка 3-и однополюсных разъединителей Uн = 220 кВ
Iн=2000А с подключением последовательной кабельной перемычкой (возможно ошиновкой
жесткой или гибкой ошиновкой) от разъединителей ПГ ВЛ 220 кВ Псоу – Поселковая. Для
установки указанного оборудования требуется дополнительная прирезка территории.
Схему ПГ «фаза – фаза».
Состав оборудования:
1.На ПС Псоу:
- один трехфазный разъединитель 220 кВ на номинальный ток 1600А;
- три однофазных разъединителя 35 кВ на номинальный ток 1600А;
- КЛ от схемы ПГ ВЛ 220 кВ Псоу – Поселковая до монтируемых РПГ 35 кВ.
2. На ЗКРП возле Сочинской ТЭС:
- выполнить ошиновку РПГ 220 кВ.
3. Обеспечить изолированную подвеску ОКГТ по всей трассе.
II. Плавку гололеда на ОКГТ КВЛ 220 кВ Дагомыс - Сочинская ТЭС- и Сочинская ТЭС –
Псоу проводится переменным током напряжения 35 кВ от трансформатора Т-3 (16 МВА) от
ПС Псоу по схеме «трос – земля». Программа плавки гололеда №16(В) прилагается.
Для осуществления данной ПГ необходимо:
- на ПС 220 кВ Дагомыс выполнить схему ПГ алогичную ВЛ Сочинская ТЭС – Псоу и
ошиновку смонтированных разъединителей ПГ грозотроса.
- на оп. №1 КВЛ 220 кВ Сочинская ТЭС-Дагомыс и Сочинская ТЭС – Псоу на ОКГТ
установить перемычку;
- на ПС 220 кВ Дгомыс ОКГТ КВЛ 220 кВ Сочинская ТЭС-Дагомыс заземлить на линейном
портале.
«ВЛ 220 кВ Адлерская ТЭС – Псоу»
Показатель
Протяженность ВЛ
Марка провода
Марка грозотроса (длина, км)
Организация плавки гололёда на
Значение / Заданные характеристики
9,666 км
АС400/51
С-70 (8,246 км), ОКГТ (1,420 км)
Определить при проектировании
Страница 6
Показатель
проводах и тросах по всей трассе ВЛ
Значение / Заданные характеристики
1.Первый вариант. Плавка гололеда на проводах «ВЛ 220 кВ Адлерская ТЭС – Псоу» и
«КВЛ 220 кВ Адлерская ТЭС – Черноморская» производится постоянным током от ВУПГ
(ВУПГ-14/1600 ОАО НИИ Постоянного Тока г. Санкт Петербург) от Т-1 (25 МВА) РП 220
кВ Черноморская по схеме «фаза-фаза», с установкой пофазных перемычек на оп №1
вблизи Адлерской ТЭС между «ВЛ 220 кВ Адлерская ТЭС – Псоу» и «КВЛ 220 кВ
Адлерская ТЭС – Черноморская» (требуется монтаж стационарного секционирующего
разъединителя) на закорачивающий разъединитель (в настоящее время возможна ПГ до
монтажа ЗР, на устанавливаемую персоналом ЛУЧ закоротку между фазами (А,В,С ) на оп.
№116 ВЛ 220 кВ Адлерская ТЭС – Псоу вблизи ПС 220 кВ Псоу. Программа плавки
гололеда №1(В) прилагается.
На РП Черноморское смонтировано оборудование ПГ.
Для осуществления данной ПГ необходимо:
- монтаж стационарного секционирующего разъединителя вблизи оп №1 вблизи Адлерской
ТЭС между «ВЛ 220 кВ Адлерская ТЭС – Псоу» и «КВЛ 220 кВ Адлерская ТЭС –
Черноморская»;
- монтаж закорачивающего разъединителя (в настоящее время возможна ПГ до монтажа ЗР,
на устанавливаемую персоналом ЛУЧ закоротку между фазами (А,В,С ) на оп. №116 ВЛ
220 кВ Адлерская ТЭС – Псоу вблизи ПС 220 кВ Псоу.
2.Второй вариант.
Плавка гололед осуществляется с ПС Псоу на ЗКРП в непосредственной близости с
Адлеровской ТЭС. Ввиду с не урегулированием вопроса в части землеотвода для ЗКРП в
настоящее время осуществление ПГ затруднительно.
I.Плавку гололеда на проводах КВЛ 220 кВ Адлеровск ТЭС – Псоу проводить с ПС220 кВ
Псоу от регулируемой терристорной установки ВУПГ-14/1600 ОАО НИИ Постоянного
Тока г. Санкт Петербург (в настоящее время установлена В-ТППД-1,6к-14У 3ОАО
«Электровыпрямитель» г. Саранск 2009 г.) на ЗКРП возле Адлерской ТЭС. Также
необходима установка 3-и однополюсных разъединителей Uн = 220 кВ Iн=2000А с
подключением последовательной кабельной перемычкой (возможно ошиновкой жесткой
или гибкой ошиновкой) от разъединителей ПГ ВЛ 220 кВ Псоу – Поселковая. Для
установки указанного оборудования требуется дополнительная прирезка территории.
Схему ПГ «фаза – фаза».
Состав оборудования:
1.На ПС Псоу:
- один трехфазный разъединитель 220 кВ на номинальный ток 1600А;
- три однофазных разъединителя 35 кВ на номинальный ток 1600А;
- КЛ от схемы ПГ ВЛ 220 кВ Псоу – Поселковая до монтируемых РПГ 35 кВ.
2. На ЗКРП возле Адлеровской ТЭС:
- выполнить установку закорачивающего разъединителя на напряжение 220 кВ.
«КВЛ 220 кВ Адлерская ТЭС – Черноморская»
Показатель
Значение / Заданные характеристики
Протяженность КВЛ
7,519 км
Марка провода
АС400/51
Марка грозотроса (длина, км)
С-70 (7,519 км)
Организация плавки гололёда на Определить при проектировании
Страница 7
Показатель
Значение / Заданные характеристики
проводах и тросах по всей трассе КВЛ
1. Первый вариант представлен в разделе «ВЛ 220 кВ Адлерская ТЭС – Псоу»
2.Второй вариант.
Плавка гололед осуществляется с РП 220 кВ Черноморский на ЗКРП в
непосредственной близости с Адлеровской ТЭС. Ввиду с не урегулированием вопроса в
части землеотвода для ЗКРП в настоящее время осуществление ПГ затруднительно.
Состав оборудования:
1.На РП 220 кВ Черноморский:
- не требуется, выполнено при строительстве РП 220 кВ Черноморский по титула «РП 220
кВ Черноморский с заходами ВЛ 220 кВ». .
2. На ЗКРП возле Адлеровской ТЭС:
- выполнить установку закорачивающего разъединителя на напряжение 220 кВ.
«КВЛ 220 кВ Черноморская – Поселковая»
Показатель
Значение / Заданные характеристики
Протяженность КВЛ
Определить при проектировании
Марка провода
Определить при проектировании
Марка грозотроса (длина, км)
Определить при проектировании
Организация плавки гололёда на Определить при проектировании
проводах и тросах по всей трассе КВЛ
Не требуется ПГ, т.к. ПГ предусматривается при строительстве
Черноморский по титулу «РП 220 кВ Черноморский с заходами ВЛ 220 кВ».
«ВЛ 220 кВ Псоу – Поселковая»
Показатель
Протяженность КВЛ
Марка провода
Марка грозотроса (длина, км)
Организация плавки гололёда на
проводах и тросах по всей трассе ВЛ
РП 220 кВ
Значение / Заданные характеристики
51,796 км
АС400/51
С-70 (51,796 км)
Определить при проектировании
Не требуется, выполнено по ранее реализованным титулам. Программа ПГ
прилагается.
В настоящий момент разработано Задание на проектирование по титулу «Организация
плавки гололёда на объектах Сочинского региона ОАО «ФСК ЕЭС» по координации
проектных решений в части вопроса плавки гололеда по титулам: «Воздушные линии (220 кВ)
для выдачи мощности Адлерской ТЭС. Корректировка», «ПС 500 кВ Вардане с заходами ВЛ
220 кВ (I этап: строительство РП 220 кВ с заходами ВЛ 220 кВ)», «РП 220 кВ Черноморский с
заходами линий электропередачи (220 кВ) (проектные и изыскательские работы,
строительство)».
5. Требования к техническим характеристикам основного электротехнического и
вторичного оборудования.
Страница 8
5.1.
Релейная защита трансформатора плавки гололеда на РП 220 кВ Вардане.
На трансформаторе плавки гололеда ТПГ предусмотреть следующие устройства
РЗА:
- два комплекта дифференциальных токовых защит трансформатора с
торможением;
- газовую защиту трансформатора (ГЗ);
- газовую защиту РПН (ГЗ РПН);
- газовые защиты должны иметь по два отключающих контакта на газовых реле
для их раздельного использования в разных комплектах защит;
- Газовая защита трансформатора должна быть выполнена с возможностью
перевода действия отключающего контакта газового реле на сигнал;
- максимальную токовую защиту на стороне высшего напряжения (МТЗ ВН);
- токовую защиту нулевой последовательности от замыканий на землю на
стороне высшего напряжения (ТНЗНП);
- максимальные токовые защиты на стороне низшего напряжения в цепи
обмотки трансформатора (МТЗ НН);
- максимальную токовую защиту от перегруза на стороне высшего напряжения
(ЗП ВН) и на стороне обмотки низшего напряжения (ЗПНН);
- устройства резервирования при отказе выключателей ВН и НН (УРОВ)
трансформатора;
Дифференциальная защита трансформатора не должна работать при пробое
выпрямителей или шунтировании плеча выпрямительной установки.
Дифференциальные защиты трансформатора должны иметь возможность
выравнивания токов при различных коэффициентах трансформации.
Защиты ПГ должны обеспечивать селективность во всех режимах работы
трансформатора ПГ.
Должна быть предусмотрена возможность оперативного изменения групп уставок
защит ПГ для всех возможных режимов плавки.
Окончательно состав защит необходимо определить при проектировании.
5.2.
№
п/п
1
2
3
4
5
6
Требования к основным защитам трансформаторов.
Наименование функции
Дифференциальная защита
Логика отключения от газовой
защиты
Логика отключения от газовой
защиты РПН
Контроль изоляции НН Т
Логика отключения
выключателей и пуска УРОВ
Отображение на ИЧМ
измеренных и вычисленных
электрических величин
Таблица 1.1
Указать тип устройства
Требуемые
(заполняется участником)
функции*
Предложение Пояснение***
Х
Х
Х
Х
Х
**
Страница 9
№
п/п
Наименование функции
Указать тип устройства
Требуемые
(заполняется участником)
функции*
Предложение Пояснение***
Х
Х
Осциллографирование
Регистрация событий
Свободно - программируемая
9
**
логика
10 Контроль вторичных цепей тока
Х
11 МТЗ от междуфазных КЗ
**
12 Технологические защиты
Х
Защита от перегрузки обмоток
13
Х
СН и НН
Наличие экспертного
14
Х
заключения ОАО «ФСК ЕЭС»
* Знаком «Х» обозначены функции, обязательные к применению.
** Указывает Поставщик.
*** Пояснение заполняется при различиях между столбцами 3 и 4.
7
8
Требования к резервным защитам на стороне 220кВ трансформаторов,
автоматике управления выключателем 220кВ и УРОВ.
Таблица 1.2
Указать тип устройства
№
Требуемые
(заполняется участником)
Наименование функции
п/п
функции*
Предложение Пояснение***
1 МТЗ от междуфазных КЗ
Х
Логика отключения от газовой
2
Х
защиты
Логика отключения от газовой
3
Х
защиты РПН
Логика отключения
4
Х
выключателей и пуска УРОВ
Отображение на ИЧМ
5 измеренных и вычисленных
**
электрических величин
6 Осциллографирование
Х
7 Регистрация событий
Х
Свободно - программируемая
8
**
логика
Логика пуска МТЗ по
9
Х
напряжению
10 Защита от перегрузки
**
11 Технологические защиты
Х
Контроль вторичных цепей
12
**
тока
13 ТЗНП
Х
Автоматика управления
14
Х
выключателем
Контроль
15
Х
включенного/отключенного
5.3.
Страница 10
№
п/п
Наименование функции
Требуемые
функции*
Указать тип устройства
(заполняется участником)
Предложение Пояснение***
положения выключателя
Контроль цепей отключения
Х
Контроль состояния и
17
Х
готовности выключателя
Защита от непереключения фаз
18
Х
выключателя
Наличие экспертного
19
Х
заключения ОАО «ФСК ЕЭС»
* Знаком «Х» обозначены функции, обязательные к применению.
** Указывает Поставщик.
*** Пояснение заполняется при различиях между столбцами 3 и 4.
16
5.4.
Комплекс РЗА установки плавки гололеда на ПС 220 кВ Псоу и РП 220 кВ
Вардане
Для защиты установки плавки гололеда предусмотрен следующий состав РЗА
(уточняется при проектировании):
- максимальная токовая защита в цепи плавки гололеда переменным током,
питающейся от одной из обмоток низшего напряжения (10 кВ) трансформатора, (МТЗ
НН);
- защита от обрыва провода на каждой из сторон 10 кВ трансформатора (ЗОП);
- максимальная токовая защита от коротких замыканий на землю (РКЗЗ);
- устройства резервирования при отказе выключателей ВН и НН (УРОВ)
трансформатора;
- сигнализация замыканий на землю в цепи плавки гололеда переменным током,
питающейся от одной из обмоток низшего напряжения (10 кВ) трансформатора,
(СЗЗ);
- управление выключателем установки плавки гололеда (УВ);
- входные цепи от внешних защит, действующих на отключение трансформатора;
- реле тока для автоматики охлаждения;
- логика технологических защит трансформатора, которая должна быть реализована в
МП терминалах в соответствии с требованиями завода-изготовителя;
- функция оперативного изменения групп уставок защит ПГ для всех возможных
режимов плавки.
Окончательно состав защит необходимо определить при проектировании.
При проектировании необходимо рассмотреть техническую возможность выполнения
функций ОМП в режиме плавки гололеда независимо от наличия этих функций в
терминалах РЗА.
Таблица 1.3
Функции, их характеристики
Требуемое
Страница 11
Заполняется
участником
значение
параметра
Соответ
ствие требова
Предлагаемо
ниям
е значение (Да/Частично/
параметра Нет) ссылка на
№ разъясне
ния*
1. Дифференциальная токовая защита с торможением трансформатора плавки
гололеда (ДЗТ)
1.1. Количество аналоговых входов для
подключе-ния к трем трехфазным группам
3
разнотипных трансформаторов тока, не менее
1.2. Торможение от входных токов для
отстройки от установившихся переходных
Да
токов небаланса, имеющих место при
внешних КЗ, до 20 Iном соответствующего ТТ
1.3. Компенсация фазового сдвига группы
соединения защищаемого трансформатора и
Да
выравнивание токов входов программным
способом
1.4. Погрешность выравнивания не более
3%
1.5. Отстройка от периодических и
апериодических
бросков
тока
намагничивания,
в
том
числе
с
периодической составляющей, с амплитудой
Да
равной шестикратному значению амплитуды
номинального тока трансформатора и
основанием волны тока до 2400
1.6. Регулирование минимального первичного 0,2 ÷ 1,00
тока срабатывания защиты (Iс.з.min), не менее
Iном ТТ
1.7. Коэффициент торможения (Кторм), не
0,15 ÷0,5
менее
1.8. Время срабатывания при двукратном и
более по отношению к току срабатывания
0,03
токе не более, с
1.9. Правильное функционирование при КЗ в
трансформаторе при значении полной
погрешности
трансформаторов
тока,
вызванной их насыщением при работе на
активную нагрузку до 50% в установившемся
режиме, в диапазоне первичных токов КЗ – до
Да
30хIном ТТ; при внешнем КЗ при значении
полной погрешности трансформаторов тока,
вызванной их насыщением при работе на
активную нагрузку, до 10% в установившемся
режиме
1.20. Действие без выдержки времени на
отключение выключателя стороны ВН
Да
трансформатора через два электромагнита
отключения и пуск УРОВ этого выключателя
Страница 12
2. Газовая защита трансформатора плавки гололеда и его устройства РПН (ГЗ Т и ГЗ РПН)
2.1.
Две
ступени
газовой
защиты
трансформатора с действием на сигнал и на
Да
отключение трансформатора без выдержки
времени с возможностью перевода на сигнал
2.2. Ступень газовой защиты устройства РПН
Да
с действием на отключение
2.3. Действие на отключение трансформатора
с запоминанием до 1 с, без использования
Да
отдельной группы промежуточных реле через
комплекты основных и резервных защит
2.4. Сигнализация срабатывания каждой
Да
ступени газового реле
3. Максимальная токовая защита стороны высшего напряжения трансформатора (МТЗ ВН)
3.1. Трехфазное исполнение с включением на
трансформаторы
тока
соединенные
в
Да
треугольник
3.2. Уставки по току срабатывания, не менее
(0,1÷10)х
хIном ТТ
3.3. Выдержка времени в диапазоне, не менее
0,01 с
4. Максимальная токовая защита стороны низкого напряжения трансформатора (МТЗ НН)
4.1. Трехфазное исполнение с реагированием
Да
на максимальный ток одной их трех фаз
4.2. Диапазон регулирования уставки по току
(0,3÷10х
срабатывания, не менее
хIном ТТ
4.3. Время срабатывания включая действие
0,01 с
выходных реле, не более
5. Устройства резервирования отказа выключателей ВН и НН трансформатора (УРОВ)
5.1. Контроль положения выключателя с
помощью специальных органов тока, с
временем
возврата
при
размыкании
максимального
первичного
тока
30 мс
выключателем и при наличии периодически
затухающего тока во вторичных цепях
трансформатора тока, не более
5.2. Диапазон регулирования по току (0,04÷0,4)х
срабатывания токовых органов УРОВ
хIном
5.3. Диапазон регулирования срабатывания
0,1÷0,5
выдержек времени, с
5.4. Повторные воздействия без выдержки
времени на отключение резервируемого
Да
выключателя (действие «на себя»)
5.5. При пуске УРОВ от защит и наличии
тока, превышающего ток срабатывания, по
истечении установленной выдержки времени,
превышающей с запасом время отключения
Да
выключателя формирование сигналов на
выходные реле для трехфазного отключения
смежных выключателей, запрета АПВ
отказавшего и смежных выключателей
Страница 13
5.6. Возврат таймеров УРОВ при успешном
отключении выключателей, определяемом по
Да
возврату токовых органов
5.7. Коэффициент возврата органа тока УРОВ
0,9
на любой уставке, не менее
5.8. Время возврата органа тока УРОВ при
0,03 с
сбросе входного тока от 30хIном до 0, не более
6. Защита от обрыва провода (ЗОП)
6.1. Трехфазное исполнение
Да
6.2. Ток срабатывания органа тока в
(0,1÷2)х
диапазоне, не менее
хIном
6.3. Без выдержки времени
Да
6.4. Автоматический ввод в работу при
включении выпрямительного устройства
Да
(ВУ)
6.5. Группы уставок, не менее
4
6.6.
Не
действие
при
оперативном
Да
отключении ВУ
7. Максимальная токовая защита от коротких замыканий на землю (РКЗЗ)
7.1. Подключение к трансформатору тока с
разрезным
магнитопроводом
в
цепи
Да
выносного защитного заземления ВУ
7.2.
Диапазон
регулирования
токов
(0,1÷5)х
срабатывания, не менее
хIном
7.3. Время срабатывания включая действие
0,01 с
выходных реле, не более
7.4. Возможность контроля полярности тока
Да
8. Технологические защиты трансформатора
УПГ
8.1.
Логика
технологических
защит
трансформатора должна быть реализована в
Да
МП
терминалах
в
соответствии
с
требованиями завода-изготовителя.
8.1.
Технологические
защиты
трансформатора должны действовать через
Да
два терминала дифференциальных защит
трансформатора.
9.Защита от неполнофазного режима (ЗНР)
9.1. ЗНР выполняется с пуском от органа тока
нулевой последовательности
9.2. ЗНР должна действовать с выдержкой
времени на отключение трансформатора.
9.3. Выдержка времени на отключение
трансформатора должна регулироваться в
0 до 5 с
диапазоне
5.5.
Реконструкция существующей УРОВ и ДЗШ 110(220) кВ.
Страница 14
В случае подключения новых ячеек ПГ к ОРУ 110, КРУЭ 220 кВ выполнить
реконструкцию существующей ДЗШ 110(220) кВ.
5.6.
Требование к шкафам микропроцессорных устройств.
Микропроцессорные (МП) устройства системы РЗА монтируются в
шкафах двухстороннего обслуживания. При наличии на лицевой панели
устройств светодиодных сигнальных индикаторов дверь шкафа должна быть
прозрачной. Количество органов ручного оперативного управления должно
быть минимальным.
Должна быть предусмотрена одна общепанельная лампа для
сигнализации срабатывания указательных реле.
Допускается использование промежуточных реле для ввода дискретных
сигналов и вывода команд управления, количество которых должно быть
минимальным.
В цепях тока и напряжения, а также в выходных цепях устройств
должны быть предусмотрены испытательные разъемы для удобства их вывода
из работы при техническом обслуживании. При выводе из работы устройства
в ремонт испытательными блоками в токовых цепях должны быть
предусмотрены меры по минимизации действий с другими устройствами.
При наличии в шкафу устройств различного функционального
назначения они должны быть разделены горизонтальными перегородками.
Для заземления корпусов устройств, экранов кабелей и др. устройств
внутри шкафа предусмотреть специальную медную шину.
5.7.
Состав технической эксплуатационной документации.
Поставщик должен предоставить полный комплект технической и
эксплуатационной
документации на русском языке, подготовленной в
соответствии с ГОСТ 34.003-90, ГОСТ 34.201 –89, ГОСТ 27300-87, в составе,
необходимом для проектирования, монтажа, наладки, пуска, сдачи в
эксплуатацию, обеспечения правильной и безопасной эксплуатации,
технического обслуживания поставляемого оборудования.
Предоставляемая Поставщиком техническая и эксплуатационная
документация должна включать:
–
ведомость технических и эксплуатационных документов;
–
спецификацию оборудования;
–
описание комплекса технических средств, в том числе техническую
документацию на отдельные компоненты аппаратуры, содержащую правила монтажа,
настройки и эксплуатации;
–
руководство пользователя для работы с программным обеспечением
(описание, порядка его установки, конфигурирования и настройки);
–
руководство по монтажу и наладке аппаратуры и программного обеспечения;
–
программы и методики испытаний при вводе в эксплуатацию, а также
периодических проверок в процессе эксплуатации;
Страница 15
–
описание используемых протоколов обмена данными и внутренней адресации
терминалов, контроллеров и пр.
Наладочная организация должна предоставить заказчику полный
комплект исполнительных схем в пяти экземплярах на бумажном носителе и в
двух экземплярах на магнитном носителе (причем один из них должен быть на
диске CD-R).
5.8. Модернизация (расширение) АСУТП подстанций.
На подстанциях, укомплектованных АСУТП:
ПС 500 кВ Центральная, РП 220 кВ Вардане, ПС 220 кВ Дагомыс, РП 220 кВ
Черноморская, ПС 220 кВ Псоу, ПС 220 кВ Поселковая:
1. Средствами АСУТП подстанций выполнить управление и сигнализацию устройств
плавки гололеда, устанавливаемых на объектах. Предусмотреть расширение АСУТП,
доукомплектацию необходимыми модулями, контроллерами (объёмы модернизации
определить проектом). Расширение (модернизацию) АСУТП выполнить на оборудовании,
идентичном существующему, и входящему в состав автоматизированных систем при их
аттестации в ОАО «ФСК ЕЭС».
№
1
2
3
4
5
6
ПС
ПС 500 кВ
Центральная
РП 220 кВ
Вардане
ПС 220 кВ
Дагомыс
РП 220 кВ
Черноморская
ПС 220 кВ
Псоу
ПС 220 кВ
Поселковая
Тип АСУТП
iSCS
Производитель (поставщик)
General Electric
PACiS
ЗАО
«Энергопромавтоматизация»
ЗАО «АЛЬСТОМ Грид»
SMART-SPREСON
ЗАО "РТСофт"
SMART-SPREСON
ЗАО "РТСофт"
NPT Expert
ЗАО «Энергопромавтоматизация» ЗАО
(СКАДА)+
ЗАО
"РТСофт" «Энергопромавтоматизация»
(контроллеры)
2. Произвести интеграцию в АСУТП всех устанавливаемых в рамках проекта МП
устройств РЗА, при разработке проектной документации использовать последние
технические требования ОАО «ФСК ЕЭС» к протоколам интеграции. При необходимости
провести расширение АСУТП подстанций, доукомплектовать автоматизированные
системы устройствами приема данных в цифровом виде и «сухим контактом».
3. Доработать мнемосхемы АРМ ОП для отображения измененных схем подстанции и
информации по вновь интегрируемым устройствам РЗА, с функцией управления
выключателями, разъединителями ПГ и дистанционным управлением на ЗКРП.
4. В случае установки КА на территории ПС предусмотреть доработку системы ОБР, с
организацией программных блокировок во вновь устанавливаемых контроллерах
присоединений и доработкой логики оперативных блокировок в контроллерах смежных
присоединений (при необходимости).
5. Предусмотреть передачу вновь организуемой телеинформации в ЦУС и КРДУ, по
существующим каналам телемеханики, в общем объёме телеинформации.
6. Необходимо учесть, что расширяются (модернизируются) АСУТП недавно
введённые в эксплуатацию, и при выполнении работ требуется не нарушать условия
предоставления гарантийных обязательств.
7. При разработке проекта руководствоваться НТД ОАО «ФСК ЕЭС», отраслевыми
нормами и правилами.
Страница 16
5.9. Телемеханизация плавки гололеда
5.9.1. Общие положения
Необходимо организовать удалённое управление коммутационными аппаратами
ЗКРП, с использованием средств телемеханики.
Для осуществления функций управления предусмотреть установку на ПС
приемных устройств телемеханики (ПУ), снабженных мнемоническими панелями
управления и установку на ЗКРП устройств телемеханики контролируемых пунктов (КП):
–места размещения ПУ определить проектом;
Передача телеинформации на пункты управления (ПУ от устанавливаемых
устройств телемеханики КП ЗКРП осуществляется по стандартному протоколу МЭК 870-5101/104. Время передачи ТИ, ТС не должно превышать 1 сек. В устройствах КП и ПУ
должны быть выполнены мероприятия по защите от несанкционированного доступа.
5.9.2. Объемы телеинформации
Объёмы телеинформации должны быть достаточны для организации удалённого
управления ЗКРП с панели ПУ.
В устройствах КП и ПУ необходимо организовать следующие каналы
телеинформации (ТИ, ТС и ТУ)
Телеуправление.
По каждому ЗКРП предусматривается передача двух команд ТУ: включить или
отключить разъединители. Команда разрешения оперирования разъединителями должна
организовываться в КП ЗКРП и выполняться на время управления разъединителями с
последующим съемом этой команды. Должна быть разработана система оперативных
блокировок КА. В логике блокировок предусмотреть участие сигнала о наличии
напряжения на ВЛ, для чего эти сигналы должны быть организованы на ПС и переданы с
ПУ в КП ЗКРП.
Телесигнализация.
С каждого ЗКРП передается телесигнализация включенного или отключенного
положения разъединителей, режима управления, о положениях автоматических
выключателей, а так же сигналы «Тревога», «Пожар» и «Неисправность» от комплекса
интегрированных систем безопасности– около 16 ТС.
Телеизмерения.
С ЗКРП выполняется передача показаний температуры наружного воздуха и
температуры внутри модульного здания - 2ТИ.
Общие объемы телеинформации.
Исходя из выше сказанного, с каждого пункта управления ПС должны
передаваться в направление КП команды ТУ для каждого разъединителя: «включить»,
«отключить» и ТС «напряжение на ВЛ».
С каждого КП в направлении ПУ должны передаваться ТС и ТИТ в следующем
объеме: 16 ТС, 2 ТИТ.
Перечень информации для каждых КП и ПУ уточняется при проектировании.
5.9.3. Оборудование телемеханики
Устройства ПУ и КП должны быть обеспеченны блокировкой от
несанкционированного управления закорачивающими пунктами. Способ блокировки
(ключами или программно) должен быть рассмотрен в рабочем проекте при разработке
этих устройств.
Для безопасного выполнения телеуправления коммуникационным оборудованием
ЗКРП необходимо предусмотреть систему оперативных блокировок. В КП должны быть
Страница 17
организована программная логика блокировок выполнения ТУ разъединителями ЗКРП,
учитывающая в том числе наличие напряжения на ВЛ.
Все устанавливаемые устройства ТМ КП должны иметь по 2 выхода Ethernet или
RS в каналы связи. Устройство ТМ ПУ должно иметь достаточное количество портов для
организации основных и резервных каналов обмена с ТМ КП и канала обмена с АСУТП
ПС.
Устройства ТМ ПУ должны быть интегрированы в АСУТП ПС по протоколу МЭК
870-5-104. Перечень телеинформации, используемой для обмена между АСУТП и ПУ,
уточняется в процессе проектирования
На ПС для организации цепей тока и напряжения, а так же ввода цепей
телесигнализации применяются контрольные кабели типа КВВГЭнг(А)-LS, которые
прокладываются по ОРУ в кабельных лотках.
Линии интерфейсов RS-485 выполняются огнестойкими интерфейсными кабелями
типа КСБнг(А)-FRHF., а кабели сети Ethernet - кабелем LANmark-6 F2TP4. Интерфейсные
кабели прокладываются в помещениях ОПУ по существующим кабель-ростам и в
кабельном этаже.
Технические требования к устройству телемеханики КП
Устройство телемеханики контролируемого пункта (далее – устройство), должно
выполнять следующие функции:
- сбор дискретных данных о состоянии датчиков по каналам ТС;
- сбор, обработка, хранение информации, полученной от различных внешних
устройств с цифровыми интерфейсами стандартов RS-232 и RS-485.
Устройство должно иметь интерфейсы Ethernet (RS-232) для передачи данных по каналам
связи и передавать в пункт управления (интерфейсы уточняются при проектировании в
зависимости от принятых проектных решений по каналам связи):
- телеинформацию о состоянии объектов;
- телеизмерения текущих значений заданных параметров.
Должна быть обеспечена возможность информационного обмена с ТМ ПУ и
возможность организации логики программных блокировок.
Электропитание устройства должно осуществляться от сети переменного тока
напряжением (220+22/-33)В, частотой (50±2,5)Гц от устройства гарантированного питания.
Создание системы гарантированного питания рассмотрено в разделе «Средства связи».
УТП КП должно иметь защиту питающего ввода от перепадов напряжения и импульсных
помех.
По электромагнитной совместимости устройство должно соответствовать ГОСТ Р
51179.
Время готовности к работе при включении питания – не более 30 с.
Устройство должно быть смонтировано в навесном или напольном металлическом
шкафу со степенью защиты не хуже IP54 (ГОСТ 14254), и сохранять работоспособность
при температуре окружающего воздуха от -30 до +70 º С и относительной влажности – в
пределах от 5 до 95 % (без конденсата).
Устройство должно быть снабжено панелью управления, с помощью которой
возможно управлять КА ЗКРП, просматривать весь объём телеинформации КП, а так же
просматривать диагностическую информацию по устройству.
Устройство должно быть занесено в Государственный реестр, соответствовать
Государственным стандартам России, и иметь все необходимые сертификаты.
Устройство КП (ПУ) должно быть аттестовано в ОАО «ФСК ЕЭС» как устройство
телемеханики или контроллер присоединения.
Характеристики каналов ТИТ.
Страница 18
Устанавливаемые измерительные преобразователи температуры должны
подключаться к устройству ТМ КП по цифровому интерфейсу RS-485 или к аналоговым
входам 4-20 mA.
Пределы допускаемого значения основной приведенной погрешности каналов ТИТ
должны быть не более ±0,5 % от диапазона измерений.
Предел дополнительной погрешности каналов ТИТ, вызванной изменением
температуры окружающего воздуха – не более половины основной приведенной
погрешности на каждые 10 º С.
Характеристики каналов ТС
Устройство при номинальном напряжении постоянного тока для входных сигналов
должно обеспечивать подавление дребезга контактов и ввод пассивных дискретных
(двоичных) сигналов с характеристиками:
- минимальное сопротивление датчика для разомкнутой цепи – не более 50 кОм;
- максимальное сопротивление датчика для замкнутой цепи – не менее 150 ОМ;
- номинальное значение тока через замкнутые контакты датчика: от 8 до 10 мА;
- минимальная длительность состояния «Включено» (импульс) или «Отключено»
(пауза) – от 1,25 до 10 мс (параметр контроллера ввода дискретных сигналов).
Характеристики каналов устройства.
Характеристики стыка RS-485:
- количество интерфейсов RS-485 – не менее 2 шт.;
- максимально возможная длина линии связи – не менее 1000 м;
- скорость передачи информации на стыке должна иметь возможность
устанавливаться пользователем из ряда:
- в асинхронном режиме – 1200, 2400; 4800; 9600; 19200; 38400; 57600;
- в синхронном режиме – 100; 200; 300; 600 бит/с;
Характеристики стыка RS-232:
-количество интерфейсов RS-232 – не менее 1 шт.;
- максимально возможная длина линии связи – не менее 15 м;
- скорость передачи информации на стыке должна иметь возможность
устанавливаться пользователем из ряда:
- в асинхронном режиме – 1200, 2400; 4800; 9600; 19200; 38400; 57600;
- в синхронном режиме – 100; 200; 300; 600 бит/с.
Характеристики стыка связи Ethernet:
- максимально возможная длина линии связи – 100 м;
- тип спецификации – 100ВАSE-T;
- Тип разъема – RJ45, 2 шт.
Параметры стыков должны иметь возможность устанавливаться пользователем
программно с помощью ПЭВМ.
Требования к информационной емкости сигналов, непосредственно вводимых и
выводимых из устройства телемеханики:
Информационная емкость каналов ТС (дискретных входов) – не менее 16;
Информационная емкость каналов ТУ (релейных выходов) – не менее 8
№
п/п
1
2
Технические требования к контроллеру телемеханики ПУ
Технические характеристики
(наименование параметра)
Цифровой вывод
Скорость передачи информации по каналам связи, Кбит/с
Страница 19
Требования
(значение
параметра)
да
19
3
4
5
6
7
8
Технические протоколы
Напряжение питания, В
Наличие ИБП
Колебание питающего напряжения
Наличие панели оператора
Рабочая температура
9
Относительная влажность
10
11
12
Вывод ТС неисправности устройства и каналов
Ретрансляция информации от других источников информации
Средняя наработка на отказ, часов
Возможность удаленной диагностики и настройки аппаратуры, а
также загрузки программного обеспечения из диспетчерского
центра
Обмен информацией с оперативно-информационным комплексом
(ОИК)
Обмен информацией с ССПИ объектов
Гибкое конфигурирование и настройка под условия любого
объекта
Возможность поэтапного внедрения
Согласованная работа с имеющейся приемной аппаратурой
Современное решение, опирающееся на международные
стандарты
Архитектура, открытая для развития и модернизации силами
пользователя
Модульное построение системы реального времени OS-9
Разработка прикладного программного обеспечения с
использованием технологически ориентированных языков,
удовлетворяющих стандарту МЭК 1131-3
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
МЭК-104/101
220
да
± 5%
да
0-70º
отсутствие прямого
конденсата
да
да
≤100 000
да
нет
да
да
да
да
да
да
да
да
Технические требования
к измерительному преобразователю температуры.
№
п/п
1
Технические характеристики (наименование параметра)
Основные технические характеристики:
Диапазон измерения температуры, не менее
Погрешность измерения температуры, не более
Гальваническая развязка между входных цепей и цепей
питания
Время установления рабочего режима, не более
Параметры питания
Потребляемая мощность по цепям питания, не более
Средняя наработка на отказ, не менее
Средний срок службы, не менее
Страница 20
Требования
(значения параметра)
от -50 до +50 ºС
±0,5 ºС в диап. от 10 до +55 ºС
Да
30 мин
220В, 50Гц
4 В·А
20000 ч.
15 лет
Наличие цифрового интерфейса
Тип цифрового интерфейса
Технические требования к конструкции, изготовлению и
материалам:
Габаритные размеры, не более
Масса, не более
Рабочий диапазон температур, ºС
Да
RS-485
130х70х50
0,4 кг.
от –20 до +50
5.9.4. Технические требования по интеграции ТМ ПУ в АСУТП
На всех объектах, где будет установлены ТМ ПУ должны быть проведены работы по
интеграции ТМ ПУ в существующие АСУТП ПС. Информационный обмен должен быть
организован по протоколу МЭК 60870-5-104. Должна быть реализована функция
удалённого управления КА ЗКРП с АРМ ОП АСУТП. Информация о выдаче ТУ со стороны
АСУТП должна фиксироваться в лог-файлах ТМ ПУ и в журнале событий АСУТП.
Объём передаваемой/принимаемой информации (уточняется на стадии
проектирования) должен быть достаточным для выполнения безопасного удалённого
телеуправления КА ЗКРП.
В АСУТП должна поступать вся телеинформация, получаемая в ПУ от ТМ КП
ЗКРП, в том числе диагностическая информация КП и ПУ.
SKADA АСУТП ПС должна быть дополнена мнемокадрами ЗКРП и мнемокадрами
диагностики КП и ПУ. Информация КП и ПУ должна отображаться на мнемокадрах и
фиксироваться в журналах АСУТП.
Информация о положении КА ЗКРП должна передаваться в ДЦ РДУ и МЭС по
каналам телеинформации АСУТП, в общем объёме оперативной информации ПС.
Неоперативная информация о состоянии КА, КП и ПУ должна передаваться в ДЦ
СочПМЭС по каналам ССПТИ, для чего в проекте должна быть предусмотрена доработка
ПО ССПТИ ПС.
5.10 ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ СВЯЗИ ЗКРП
1.1. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ ЦИФРОВЫХ СИСТЕМ ПЕРЕДАЧИ
Подрядчик должен представить решения по организации цифровых систем передачи
на проектируемых ЗКРП для организации передачи технологической информации в Центры
управления электроэнергетикой (ЦУС МЭС Юга и ЦУС Сочинского ПМЭС).
1.1.1.1. ТРЕБОВАНИЯ К ЦСПИ ВОЛС
1.1.1.1.1. Требования к функциям и сопряжению оборудования системы передачи ВОЛС.
Оборудование системы передачи должно обеспечивать подключение всех
технологических и корпоративных систем объектов. Оборудование системы передачи
должно поддерживать следующие информационные интерфейсы:
 STM-1 (Рекомендация МСЭ-Т G.957, оборудование должно поддерживать
оптические и электрические стыки STM-1);
 Ethernet с поддержкой протоколов GFP, LCAS, VCAT;
 Е3, Е1, nх64кбит/с;
 речевые интерфейсы (FXS);
Страница 21
 интерфейсы данных (V.24/V.28, Х.21, RS–232);
Оборудование системы передачи должно поддерживать следующие служебные
интерфейсы:
 внешней синхронизации 2048 кГц и 2048 кбит/с (два входа и два выхода,
Рекомендация МСЭ-Т G.703, входное/выходное сопротивление 120 Ом
(симметричное));
 интерфейсы служебной связи (цифровые по Рекомендациям МСЭ-Т V. 11 и
G.703 с возможностью выбора и доступом к байтам Е1 и Е2; аналоговые - 2-х
и/или 4-х проводные (600 Ом сим.; вход – 0 дБ/выход – 0 дБ)), Ethernet с полосой
пропускания 2 Мбит/сек;
 интерфейс сигнализации стойки/ряда/станции;
 интерфейсы управления.
Оборудование системы передачи должно обеспечивать:
 автоматическое гашение лазера (система ALS) в случаях превышения
допустимой оптической мощности передачи или пропадания приемного сигнала;
 кросс-коннект сигналов на уровнях VC-4-4с, VC-4, VC-3 и VC-12;
 совместимость с оборудованием, установленным на смежных ВОЛС;
 возможность масштабирования.
1.1.1.1.2. Требования к качеству передачи.
Секции и тракты, образованные ВОЛС, должны удовлетворять требованиям
Рекомендаций МСЭ-Т М.2100, М.2101, G.783, G.958, G.823, G.825, G.826 для
международных соединений.
Задержка при передаче информации между любыми двумя пунктами ВОЛС
(пользовательскими интерфейсами) не должна превышать 1 мс.
1.1.1.1.3. Требования к системе управления.
Система управления (СУ) ВОЛС должна базироваться на принципах TMN в
соответствии с Рекомендаций МСЭ-Т М.3010 и предусматривать уровни управления
элементами сети (ЭС) и сетью.
Управление создаваемой ЦСПИ должно осуществляться из центров управления –
МЭС Юга (г. Пятигорск) и с использованием локального терминала управления на
объекте.
СУ должна обеспечивать управление всей организуемой ЦСПИ (транспортной сетью
и сетью доступа, оборудованием маршрутизации и коммутации, оборудованием
гарантированного бесперебойного электропитания, оборудованием синхронизации) и
обеспечивать непрерывное автоматизированное управление и контроль всего оборудования
в реальном масштабе времени.
Все оборудование и функции, связанные с работой оборудования, должны
наблюдаться и управляться как локально, так и дистанционно в реальном масштабе
времени.
Аппаратные и программные средства ЛТО должны обеспечивать работу и доступ ко
всем элементам сети.
1.1.1.1.4. Требования к надежности.
Срок службы оборудования при круглосуточном режиме работы должен быть не
менее 20 лет.
Среднее время наработки на отказ (MTBF) должно быть не менее 200 000 часов.
Готовность каналов передачи (без учета повреждений кабеля) должна быть не менее
0,9998.
Страница 22
1.1.1.1.5. Требования к системе тактовой сетевой синхронизации.
Основным и резервным источниками синхронизации для создаваемой ЦСПИ должна
являться базовая сеть тактовой сетевой синхронизации ОАО «ФСК ЕЭС»
Присоединение к сети ТСС будет осуществляться через интерфейсы STM c
сопряженных ПС.
Подрядчик должен представить схему синхронизации проектируемого оборудования
в соответствии со схемой организации связи, с отображением распределения
синхросигналов от источников ко всему оборудованию ВОЛС (включая резервные пути
распространения сигнала синхронизации при возможных основных неисправностях
ВОЛС), уровней качества, интерфейсов и приоритетов.
Внутренний генератор оборудования (ГСЭ) должен соответствовать Рек. МСЭ-Т
G.813 тип 1 и стандарту ETSI 300-462-5.
Сигналы качества, передаваемые в SSM, должны соответствовать Рек. МСЭ-Т G.781.
Оборудование должно выбирать источник синхронизации сначала по качеству, а затем
по приоритету.
Выходные сигналы синхронизации Т4 должны отключаться при приеме качества
сигнала синхронизации хуже установленного предела.
Оборудование должно обеспечивать возможность режима выделения выходных
сигналов синхронизации (Т4) непосредственно из линейного сигнала, минуя ГСЭ.
Приоритеты и уровни качества для сигналов синхронизации должны устанавливаться
как с помощью местного терминала, так и с помощью СУ ВОЛС.
При повреждении текущего источника синхронизации должно обеспечиваться
автоматическое переключение на другой источник с учетом уровня качества принимаемого
сигнала и в соответствии с таблицей приоритетов, установленных оператором.
При отказе всех внешних источников синхронизации оборудование должно
автоматически синхронизироваться от собственного источника в режиме удержания
(holdover) частоты последнего источника.
1.1.1.1.6. Требования к системе резервирования.
Для оборудования должны быть предусмотрено "горячее" и "холодное"
резервирование функциональных основных блоков.
Переход на резерв при "горячем" резервировании должен осуществляться как
автоматически, так и принудительно (вмешательством эксплуатационного персонала).
При автоматическом резервировании переключение должно происходить без
вмешательства оператора и без применения дополнительных сетевых устройств.
Резервирование с помощью вмешательства эксплуатационного персонала должно
осуществляться как с помощью внешних команд СУ, так и ручной коммутации,
осуществляемой путем переключения кабелей на оборудовании.
Время переключения на резерв при "горячем" резервировании должно составлять не
более 10 мс.
Оборудование должно поддерживать два режима резервирования:
 без возврата;
 с возвратом.
Выбор режима резервирования должен обеспечиваться системой управления.
Элементы оборудования, отказ которых может привести к нарушению
функционирования оборудования и нарушению передачи трафика, должны
резервироваться по схеме N:1, N+1.
На линейных участках для линейного тракта должно быть обеспечено резервирование
мультиплексных секций (MSP 1+1).
Страница 23
Схема резервирования для кольцевых участков должна быть предложена
Исполнителем, уточнена на стадии рабочего проектирования и согласована с Заказчиком.
Для канальных ресурсов должно быть предусмотрено резервирование SNCP.
1.1.1.1.7. Требования к электропитанию.
Электропитание оборудования должно осуществляться через устройства
бесперебойного питания (УБП).
 для питания оборудования связи - постоянным током с заземленным
положительным полюсом и номинальным напряжением 48 В;
 для питания компьютерного оборудования - переменным током с номинальным
напряжением 220 В.
Мощность УБП должна быть определена с учетом состава размещаемого на ЗКРП
оборудования.
Оборудование объекта должно обеспечивать бесперебойное функционирование при
допустимых изменениях характеристик сети постоянного тока от 38,4 до 57,6 В
УБП и компьютерное оборудование должны обеспечивать бесперебойное
функционирование при допустимых изменениях характеристик источника переменного
тока:
 напряжение Uн = 220 В: от 187 до 242 В;
 частота Fн = 50 Гц: от 47,5 до 51,0 Гц;
 коэффициент нелинейных искажений: не более 10%;
 кратковременное (длительностью до 3 с) изменение напряжения относительно
номинального значения: ± 40%;
 импульсные перенапряжения длительностью до 10 мкс: ±1000 В.
При выходе за допустимые значения напряжения внешней сети переменного тока,
УБП должно обеспечивать электропитание оборудования, без ухудшения характеристик
питающей сети.
При пропадании напряжения внешней сети переменного тока, УБП должно
обеспечивать электропитание оборудования в течение 12 часов, без ухудшения
характеристик питающей сети.
Для систем электропитания должны быть предусмотрены устройства управления,
контроля, сигнализации, устройства защиты, распределительные щиты, заземление и
другие необходимые средства.
Оборудование электропитания должно резервироваться по схеме N:1.
1.1.1.1.8. Требования к конструкции.
Все сетевое оборудования должно размещаться в телекоммуникационных шкафах.
Габаритные
размеры
шкафов
должны
соответствовать
промышленным
международным стандартам, высота их не должна превышать 2600 мм. Шкафы должны
иметь устройства для крепления снизу к полу и сверху к кабельросту.
Конструкция шкафов должна предусматривать возможность их доукомплектования
без выдвижения их из ряда.
Конструкция шкафов и оборудования должна обеспечивать свободный доступ,
монтаж, быстрое нахождение повреждений, ремонт и безопасность обслуживающего
персонала.
Шкафы должны иметь все необходимые кабели с разъемами и разъемы для
подключения внешних кабелей.
Шкафы должны иметь устройства распределения питания и сбора аварийных сигналов
Кабели электропитания и сигнальных цепей должны быть проложены в отдельных
кабельных каналах шкафа.
Страница 24
Каждый шкаф должен быть снабжен индивидуальными устройствами защиты для
каждого комплекта оборудования, устанавливаемого в нем, а также клеммами рабочего и
защитного заземления.
Конструкция шкафа должна обеспечивать соответствие требованиям по
климатическим и сейсмическим условиям (7 баллов).
Оборудование должно иметь модульное исполнение.
Конструкция оборудования не должна требовать доступ к боковым и задним стенкам
стоек при эксплуатации и замене устройств.
Конструкция оборудования должна исключать возможность неправильной сборки и
неправильного подключения кабелей во время эксплуатации, технического обслуживания и
ремонта.
Конструкция оборудования должна обеспечивать защиту от воздействия статического
электричества, в том числе иметь розетку, соединенную с землей для подключения
антистатического браслета, поставляемого по данному контракту из расчета один браслет
на один шкаф.
1.1.1.1.9. Требования к электромагнитной совместимости.
Комплекс ВОЛС в части электромагнитной совместимости должен соответствовать
положениям нормативным документам, принятым в электроэнергетике, а также
следующим нормативным документам:
 ГОСТ Р 51317.6.2-99 (Совместимость технических средств электромагнитная.
Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых
в промышленных зонах. Требования и методы испытаний).
 ГОСТ 29037-91 (Совместимость технических средств электромагнитная.
Сертификационные испытания. Общие положения).
 ГОСТ 30372-95/ГОСТ Р 50397-92 (Совместимость технических средств
электромагнитная. Термины определения).
 ГОСТ 29037-91 и «Положения о системе сертификации средств связи для
взаимоувязанной сети связи Российской Федерации (МС РФ от 10.04.2001г.).
 ГОСТ Р 51317.6.2-99 (Требования для технических средств, размещаемых на
промышленных территориях (зонах)).
 РД 45.155-2000 (Заземление и выравнивание потенциалов аппаратуры ВОЛС на
объектах проводной связи).
 Нормы 9-93 Радиопомехи индустриальные. Аппаратура проводной связи. Нормы
и методы испытаний
 IEC 1000 - 4 – 2 Электрические разряды, уровень 4
 IEC 1000 - 4 – 3 Устойчивость против излучений, уровень 4
 IEC 1000 - 4 - 4 Электрические переходные процессы, уровень 4
 IEC 1000 - 4 – 5 Устойчивость против импульсов, уровень 4
 IEC 1000 - 4 – 6 Наводимое влияние, уровень 4.
1.1.1.1.10. Требования к безопасности.
Должна отсутствовать опасность повреждения о конструктивные элементы
оборудования. В оборудовании не должны применяться материалы, вредные для здоровья.
Уровень звука и эквивалентный уровень звука, создаваемые оборудованием на
рабочем месте, в соответствии с ГОСТ 12.0.003-83 не должны превышать 65 дБ А.
Оборудование должно соответствовать требованиям пожарной безопасности в
производственных помещениях в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.004-81.
Страница 25
Оборудование должно обеспечивать автоматическое гашение лазера (при обрыве
оптического
волокна,
отсоединении
оптических
соединителей,
повреждении
оборудования).
Должна быть исключена возможность воспламенения оборудования при случайном
замыкании в цепях питания и при неправильном включении полярности электропитания.
Токоведущие элементы должны быть недоступны для случайного прикосновения.
Оборудование должно быть заземлено.
Величина сопротивления между клеммой защитного заземления и любой
металлической частью оборудования, доступной для прикосновения, не должна превышать
0,1 Ом.
Сопротивление изоляции для цепей первичного питания по отношению к каркасу
должно быть, МОм, не менее:
 в нормальных климатических условиях - 20;
 при повышенной температуре - 5;
 при повышенной влажности - 1.
Изоляция цепей питания внутри стоек, при испытании относительно земли, должна в
течение 1 минуты выдерживать испытательное напряжение переменного тока частотой 50
Гц и амплитудой:
 500 В - в нормальных климатических условиях;
 300 В - при повышенной влажности.
Изоляция линейных цепей (относительно корпуса, станционных и пользовательских
устройств) и цепей электропитания 220 В (относительно корпуса, линейных цепей,
станционных и пользовательских устройств) должна выдерживать при нормальных
климатических условиях без пробоя в течение 1 мин напряжение постоянного тока не
менее 1,5 кВ.
Напряжение на эквивалентном сопротивлении, В, должно составлять не более:
 в течение 0,35 сек. после касания - 3;
 в течение 1 сек. после касания - 2;
 более 1 сек. после касания - 4.
В инструкции по монтажу, настройке и эксплуатации должны быть указаны
дополнительные организационные и технические мероприятия, обеспечивающие
безопасную эксплуатацию оборудования в соответствии с Правилами техники
безопасности и Правилами технической эксплуатации электроустановок при работе с
напряжением до 1000 В.
1.1.1.1.11. Требования к системе служебной связи.
Система служебная связь должна обеспечивать связь между всеми узлами
создаваемой ВОЛС.
Характеристики канала служебной связи мультиплексных секций должны
удовлетворять рекомендации МСЭ-Т G.712.
Количество организуемых служебных каналов должно быть не менее 2.
Все станции должны быть оборудованы аппаратами служебной связи с
избирательным вызовом.
При переходе на резервный линейный тракт должны сохраняться каналы служебной
связи.
1.1.1.1.12. Требования к аварийной сигнализации.
В оборудовании должен обеспечиваться программно-аппаратный контроль
функционирования и аварийная сигнализация о возможных неполадках и отказах.
Страница 26
Аварийная сигнализация должна указывать поврежденные блоки (с помощью
светодиодной индикации) и транслировать сигналы аварии в систему акустической и
световой сигнализации объекта (на транспарант, входящий в состав настоящей поставки).
Также, должны вырабатываться необходимые сообщения для СУ.
Для аварийных сигналов должно быть обеспечено объединение их в смысловые
группы и возможность установки категории срочности.
Должно индицироваться поступление аварийных сигналов, включая:
 пропадание входного сигнала;
 пропадание питания внешней сети;
 сигналы устройств охранной и пожарной сигнализации;
 пропадание внутреннего электропитания;
 пороговое значение коэффициента ошибок, при котором происходит отказ
системы (10–3);
 пороговое значение коэффициента ошибок, характеризующее снижение качества
(10–6)(предаварийная сигнализация);
 снятие платы;
 потеря синхронизации;
 ухудшение параметров лазера;
 появление сигнала AIS.
Все случаи срабатывания аварийной сигнализация должны транслироваться к СУ.
1.1.1.1.13. Требования к эксплуатации, ремонту и хранению.
Оборудование должно быть ремонтнопригодно.
Для оборудования должно обеспечиваться:
 ремонт оборудования – в течение 20 лет со времени его поставки;
 поставка запасных частей и принадлежностей (ЗИП) - в течение срока службы;
 время ремонта – не более 30 рабочих дней;
 по истечении гарантийного срока - ремонт и поставка ЗИП по заявке Заказчика.
Объем ЗИП должен обеспечивать поставляться на весть комплекс оборудования и
должен обеспечивать требования надежности.
Для
минимизации
ЗИП
должна
обеспечиваться
взаимозаменяемость
модулей/плат/модулей поставляемого однотипного оборудования.
Эксплуатационная поддержка должна соответствовать "Требованиям к системе
эксплуатационной
поддержки
оборудования
электросвязи,
применяемого
на
Взаимоувязанной сети связи Российской Федерации" (Приказ Минсвязи России и МАП №
2-23 от 15.01.2001).
Оборудование, размещаемое на объектах связи должно безотказно функционировать в
следующих условиях:
 диапазон рабочих температур от + 5˚С до + 40˚С;
 нижнее атмосферное давление 60 кПа (450 мм рт. ст.);
 относительная влажность до 80 % при + 25˚С.
1.1.1.1.14. Требования к сертификации.
Все поставляемое оборудование и программные средства должны иметь следующие
сертификаты:
 сертификат соответствия/декларация Мининформсвязи РФ (или подтверждено
получение сертификата до ввода ВОЛС в эксплуатацию);
 сертификат происхождения;
 сертификат качества;
Страница 27
 сертификат безопасности (ГОСТ-Р) и гигиенический сертификат для
оборудования, требующего наличия данных сертификатов в соответствии с
законодательством РФ.
Все поставляемое оборудование должно иметь свидетельство (или экспертное
заключение) ОАО РАО «ЕЭС России» (или ОАО «ФСК ЕЭС») на предмет соответствия
отраслевым требования. Качественные показатели производственных процессов должны
быть подтверждены сертификатами ISO. На всем поставляемом оборудовании должен быть
нанесен знак сертификата соответствия Минсвязи России.
СИТС
ТРЕБОВАНИЯ К СИСТЕМАМ СВЯЗИ ЗКРП
1.2. ОБЩИЕ ТРЕБОВАНИЯ К ОРГАНИЗАЦИИ ЦИФРОВЫХ СИСТЕМ ПЕРЕДАЧИ
Подрядчик должен представить решения по организации цифровых систем передачи
на проектируемых ЗКРП для организации передачи технологической информации в Центры
управления электроэнергетикой (ЦУС МЭС Юга и ЦУС Сочинского ПМЭС).
В рамках проекта необходимо предусмотреть основной и резервный заходы ОКГТ на
проектируемых ЗКРП. Заходы волоконнно-оптической линии связи предлагается
выполнить с применением оптического кабеля емкостью 24 волокна. Заходы выполнить в
соответствии с правилами проектирования, строительства и эксплуатации волоконнооптических линий связи на воздушных линиях электропередачи напряжением 110 кВ и
выше УДК 621.311.
1.2.1.1. ТРЕБОВАНИЯ К ЦСПИ ВОЛС
1.2.1.1.1. Требования к функциям и сопряжению оборудования системы передачи ВОЛС.
Оборудование системы передачи должно обеспечивать подключение всех
технологических и корпоративных систем объектов. Оборудование системы передачи
должно поддерживать следующие информационные интерфейсы:
 STM-1 (Рекомендация МСЭ-Т G.957, оборудование должно поддерживать
оптические и электрические стыки STM-1);
 Ethernet с поддержкой протоколов GFP, LCAS, VCAT;
 Е3, Е1, nх64кбит/с;
 речевые интерфейсы (FXS);
 интерфейсы данных (V.24/V.28, Х.21, RS–232);
Оборудование системы передачи должно поддерживать следующие служебные
интерфейсы:
 внешней синхронизации 2048 кГц и 2048 кбит/с (два входа и два выхода,
Рекомендация МСЭ-Т G.703, входное/выходное сопротивление 120 Ом
(симметричное));
 интерфейсы служебной связи (цифровые по Рекомендациям МСЭ-Т V. 11 и
G.703 с возможностью выбора и доступом к байтам Е1 и Е2; аналоговые - 2-х
и/или 4-х проводные (600 Ом сим.; вход – 0 дБ/выход – 0 дБ)), Ethernet с полосой
пропускания 2 Мбит/сек;
 интерфейс сигнализации стойки/ряда/станции;
 интерфейсы управления.
Оборудование системы передачи должно обеспечивать:
Страница 28
 автоматическое гашение лазера (система ALS) в случаях превышения
допустимой оптической мощности передачи или пропадания приемного сигнала;
 кросс-коннект сигналов на уровнях VC-4-4с, VC-4, VC-3 и VC-12;
 совместимость с оборудованием, установленным на смежных ВОЛС;
 возможность масштабирования.
1.2.1.1.2. Требования к качеству передачи.
Секции и тракты, образованные ВОЛС, должны удовлетворять требованиям
Рекомендаций МСЭ-Т М.2100, М.2101, G.783, G.958, G.823, G.825, G.826 для
международных соединений.
Задержка при передаче информации между любыми двумя пунктами ВОЛС
(пользовательскими интерфейсами) не должна превышать 1 мс.
1.2.1.1.3. Требования к системе управления.
Система управления (СУ) ВОЛС должна базироваться на принципах TMN в
соответствии с Рекомендаций МСЭ-Т М.3010 и предусматривать уровни управления
элементами сети (ЭС) и сетью.
Управление создаваемой ЦСПИ должно осуществляться из центров управления –
МЭС Юга (г. Пятигорск) и с использованием локального терминала управления на
объекте.
СУ должна обеспечивать управление всей организуемой ЦСПИ (транспортной сетью
и сетью доступа, оборудованием маршрутизации и коммутации, оборудованием
гарантированного бесперебойного электропитания, оборудованием синхронизации) и
обеспечивать непрерывное автоматизированное управление и контроль всего оборудования
в реальном масштабе времени.
Все оборудование и функции, связанные с работой оборудования, должны
наблюдаться и управляться как локально, так и дистанционно в реальном масштабе
времени.
Аппаратные и программные средства ЛТО должны обеспечивать работу и доступ ко
всем элементам сети.
1.2.1.1.4. Требования к надежности.
Срок службы оборудования при круглосуточном режиме работы должен быть не
менее 20 лет.
Среднее время наработки на отказ (MTBF) должно быть не менее 200 000 часов.
Готовность каналов передачи (без учета повреждений кабеля) должна быть не менее
0,9998.
1.2.1.1.5. Требования к системе тактовой сетевой синхронизации.
Основным и резервным источниками синхронизации для создаваемой ЦСПИ должна
являться базовая сеть тактовой сетевой синхронизации ОАО «ФСК ЕЭС»
Присоединение к сети ТСС будет осуществляться через интерфейсы STM c
сопряженных ПС.
Подрядчик должен представить схему синхронизации проектируемого оборудования
в соответствии со схемой организации связи, с отображением распределения
синхросигналов от источников ко всему оборудованию ВОЛС (включая резервные пути
распространения сигнала синхронизации при возможных основных неисправностях
ВОЛС), уровней качества, интерфейсов и приоритетов.
Внутренний генератор оборудования (ГСЭ) должен соответствовать Рек. МСЭ-Т
G.813 тип 1 и стандарту ETSI 300-462-5.
Сигналы качества, передаваемые в SSM, должны соответствовать Рек. МСЭ-Т G.781.
Страница 29
Оборудование должно выбирать источник синхронизации сначала по качеству, а затем
по приоритету.
Выходные сигналы синхронизации Т4 должны отключаться при приеме качества
сигнала синхронизации хуже установленного предела.
Оборудование должно обеспечивать возможность режима выделения выходных
сигналов синхронизации (Т4) непосредственно из линейного сигнала, минуя ГСЭ.
Приоритеты и уровни качества для сигналов синхронизации должны устанавливаться
как с помощью местного терминала, так и с помощью СУ ВОЛС.
При повреждении текущего источника синхронизации должно обеспечиваться
автоматическое переключение на другой источник с учетом уровня качества принимаемого
сигнала и в соответствии с таблицей приоритетов, установленных оператором.
При отказе всех внешних источников синхронизации оборудование должно
автоматически синхронизироваться от собственного источника в режиме удержания
(holdover) частоты последнего источника.
1.2.1.1.6. Требования к системе резервирования.
Для оборудования должны быть предусмотрено "горячее" и "холодное"
резервирование функциональных основных блоков.
Переход на резерв при "горячем" резервировании должен осуществляться как
автоматически, так и принудительно (вмешательством эксплуатационного персонала).
При автоматическом резервировании переключение должно происходить без
вмешательства оператора и без применения дополнительных сетевых устройств.
Резервирование с помощью вмешательства эксплуатационного персонала должно
осуществляться как с помощью внешних команд СУ, так и ручной коммутации,
осуществляемой путем переключения кабелей на оборудовании.
Время переключения на резерв при "горячем" резервировании должно составлять не
более 10 мс.
Оборудование должно поддерживать два режима резервирования:
 без возврата;
 с возвратом.
Выбор режима резервирования должен обеспечиваться системой управления.
Элементы оборудования, отказ которых может привести к нарушению
функционирования оборудования и нарушению передачи трафика, должны
резервироваться по схеме N:1, N+1.
На линейных участках для линейного тракта должно быть обеспечено резервирование
мультиплексных секций (MSP 1+1).
Схема резервирования для кольцевых участков должна быть предложена
Исполнителем, уточнена на стадии рабочего проектирования и согласована с Заказчиком.
Для канальных ресурсов должно быть предусмотрено резервирование SNCP.
1.2.1.1.7. Требования к электропитанию.
Электропитание оборудования должно осуществляться через устройства
бесперебойного питания (УБП).
 для питания оборудования связи - постоянным током с заземленным
положительным полюсом и номинальным напряжением 48 В;
 для питания компьютерного оборудования - переменным током с номинальным
напряжением 220 В.
Мощность УБП должна быть определена с учетом состава размещаемого на ЗКРП
оборудования.
Оборудование объекта должно обеспечивать бесперебойное функционирование при
допустимых изменениях характеристик сети постоянного тока от 38,4 до 57,6 В
Страница 30
УБП и компьютерное оборудование должны обеспечивать бесперебойное
функционирование при допустимых изменениях характеристик источника переменного
тока:
 напряжение Uн = 220 В: от 187 до 242 В;
 частота Fн = 50 Гц: от 47,5 до 51,0 Гц;
 коэффициент нелинейных искажений: не более 10%;
 кратковременное (длительностью до 3 с) изменение напряжения относительно
номинального значения: ± 40%;
 импульсные перенапряжения длительностью до 10 мкс: ±1000 В.
При выходе за допустимые значения напряжения внешней сети переменного тока,
УБП должно обеспечивать электропитание оборудования, без ухудшения характеристик
питающей сети.
При пропадании напряжения внешней сети переменного тока, УБП должно
обеспечивать электропитание оборудования в течение 12 часов, без ухудшения
характеристик питающей сети.
Для систем электропитания должны быть предусмотрены устройства управления,
контроля, сигнализации, устройства защиты, распределительные щиты, заземление и
другие необходимые средства.
Оборудование электропитания должно резервироваться по схеме N:1.
1.2.1.1.8. Требования к конструкции.
Все сетевое оборудования должно размещаться в телекоммуникационных шкафах.
Габаритные
размеры
шкафов
должны
соответствовать
промышленным
международным стандартам, высота их не должна превышать 2600 мм. Шкафы должны
иметь устройства для крепления снизу к полу и сверху к кабельросту.
Конструкция шкафов должна предусматривать возможность их доукомплектования
без выдвижения их из ряда.
Конструкция шкафов и оборудования должна обеспечивать свободный доступ,
монтаж, быстрое нахождение повреждений, ремонт и безопасность обслуживающего
персонала.
Шкафы должны иметь все необходимые кабели с разъемами и разъемы для
подключения внешних кабелей.
Шкафы должны иметь устройства распределения питания и сбора аварийных сигналов
Кабели электропитания и сигнальных цепей должны быть проложены в отдельных
кабельных каналах шкафа.
Каждый шкаф должен быть снабжен индивидуальными устройствами защиты для
каждого комплекта оборудования, устанавливаемого в нем, а также клеммами рабочего и
защитного заземления.
Конструкция шкафа должна обеспечивать соответствие требованиям по
климатическим и сейсмическим условиям (7 баллов).
Оборудование должно иметь модульное исполнение.
Конструкция оборудования не должна требовать доступ к боковым и задним стенкам
стоек при эксплуатации и замене устройств.
Конструкция оборудования должна исключать возможность неправильной сборки и
неправильного подключения кабелей во время эксплуатации, технического обслуживания и
ремонта.
Конструкция оборудования должна обеспечивать защиту от воздействия статического
электричества, в том числе иметь розетку, соединенную с землей для подключения
антистатического браслета, поставляемого по данному контракту из расчета один браслет
на один шкаф.
Страница 31
1.2.1.1.9. Требования к электромагнитной совместимости.
Комплекс ВОЛС в части электромагнитной совместимости должен соответствовать
положениям нормативным документам, принятым в электроэнергетике, а также
следующим нормативным документам:
 ГОСТ Р 51317.6.2-99 (Совместимость технических средств электромагнитная.
Устойчивость к электромагнитным помехам технических средств, применяемых
в промышленных зонах. Требования и методы испытаний).
 ГОСТ 29037-91 (Совместимость технических средств электромагнитная.
Сертификационные испытания. Общие положения).
 ГОСТ 30372-95/ГОСТ Р 50397-92 (Совместимость технических средств
электромагнитная. Термины определения).
 ГОСТ 29037-91 и «Положения о системе сертификации средств связи для
взаимоувязанной сети связи Российской Федерации (МС РФ от 10.04.2001г.).
 ГОСТ Р 51317.6.2-99 (Требования для технических средств, размещаемых на
промышленных территориях (зонах)).
 РД 45.155-2000 (Заземление и выравнивание потенциалов аппаратуры ВОЛС на
объектах проводной связи).
 Нормы 9-93 Радиопомехи индустриальные. Аппаратура проводной связи. Нормы
и методы испытаний
 IEC 1000 - 4 – 2 Электрические разряды, уровень 4
 IEC 1000 - 4 – 3 Устойчивость против излучений, уровень 4
 IEC 1000 - 4 - 4 Электрические переходные процессы, уровень 4
 IEC 1000 - 4 – 5 Устойчивость против импульсов, уровень 4
 IEC 1000 - 4 – 6 Наводимое влияние, уровень 4.
1.2.1.1.10. Требования к безопасности.
Должна отсутствовать опасность повреждения о конструктивные элементы
оборудования. В оборудовании не должны применяться материалы, вредные для здоровья.
Уровень звука и эквивалентный уровень звука, создаваемые оборудованием на
рабочем месте, в соответствии с ГОСТ 12.0.003-83 не должны превышать 65 дБ А.
Оборудование должно соответствовать требованиям пожарной безопасности в
производственных помещениях в соответствии с требованиями ГОСТ 12.1.004-81.
Оборудование должно обеспечивать автоматическое гашение лазера (при обрыве
оптического
волокна,
отсоединении
оптических
соединителей,
повреждении
оборудования).
Должна быть исключена возможность воспламенения оборудования при случайном
замыкании в цепях питания и при неправильном включении полярности электропитания.
Токоведущие элементы должны быть недоступны для случайного прикосновения.
Оборудование должно быть заземлено.
Величина сопротивления между клеммой защитного заземления и любой
металлической частью оборудования, доступной для прикосновения, не должна превышать
0,1 Ом.
Сопротивление изоляции для цепей первичного питания по отношению к каркасу
должно быть, МОм, не менее:
 в нормальных климатических условиях - 20;
 при повышенной температуре - 5;
 при повышенной влажности - 1.
Изоляция цепей питания внутри стоек, при испытании относительно земли, должна в
течение 1 минуты выдерживать испытательное напряжение переменного тока частотой 50
Гц и амплитудой:
Страница 32
 500 В - в нормальных климатических условиях;
 300 В - при повышенной влажности.
Изоляция линейных цепей (относительно корпуса, станционных и пользовательских
устройств) и цепей электропитания 220 В (относительно корпуса, линейных цепей,
станционных и пользовательских устройств) должна выдерживать при нормальных
климатических условиях без пробоя в течение 1 мин напряжение постоянного тока не
менее 1,5 кВ.
Напряжение на эквивалентном сопротивлении, В, должно составлять не более:
 в течение 0,35 сек. после касания - 3;
 в течение 1 сек. после касания - 2;
 более 1 сек. после касания - 4.
В инструкции по монтажу, настройке и эксплуатации должны быть указаны
дополнительные организационные и технические мероприятия, обеспечивающие
безопасную эксплуатацию оборудования в соответствии с Правилами техники
безопасности и Правилами технической эксплуатации электроустановок при работе с
напряжением до 1000 В.
1.2.1.1.11. Требования к системе служебной связи.
Система служебная связь должна обеспечивать связь между всеми узлами
создаваемой ВОЛС.
Характеристики канала служебной связи мультиплексных секций должны
удовлетворять рекомендации МСЭ-Т G.712.
Количество организуемых служебных каналов должно быть не менее 2.
Все станции должны быть оборудованы аппаратами служебной связи с
избирательным вызовом.
При переходе на резервный линейный тракт должны сохраняться каналы служебной
связи.
1.2.1.1.12. Требования к аварийной сигнализации.
В оборудовании должен обеспечиваться программно-аппаратный контроль
функционирования и аварийная сигнализация о возможных неполадках и отказах.
Аварийная сигнализация должна указывать поврежденные блоки (с помощью
светодиодной индикации) и транслировать сигналы аварии в систему акустической и
световой сигнализации объекта (на транспарант, входящий в состав настоящей поставки).
Также, должны вырабатываться необходимые сообщения для СУ.
Для аварийных сигналов должно быть обеспечено объединение их в смысловые
группы и возможность установки категории срочности.
Должно индицироваться поступление аварийных сигналов, включая:
 пропадание входного сигнала;
 пропадание питания внешней сети;
 сигналы устройств охранной и пожарной сигнализации;
 пропадание внутреннего электропитания;
 пороговое значение коэффициента ошибок, при котором происходит отказ
системы (10–3);
 пороговое значение коэффициента ошибок, характеризующее снижение качества
(10–6)(предаварийная сигнализация);
 снятие платы;
 потеря синхронизации;
 ухудшение параметров лазера;
 появление сигнала AIS.
Страница 33
Все случаи срабатывания аварийной сигнализация должны транслироваться к СУ.
1.2.1.1.13. Требования к эксплуатации, ремонту и хранению.
Оборудование должно быть ремонтнопригодно.
Для оборудования должно обеспечиваться:
 ремонт оборудования – в течение 20 лет со времени его поставки;
 поставка запасных частей и принадлежностей (ЗИП) - в течение срока службы;
 время ремонта – не более 30 рабочих дней;
 по истечении гарантийного срока - ремонт и поставка ЗИП по заявке Заказчика.
Объем ЗИП должен обеспечивать поставляться на весть комплекс оборудования и
должен обеспечивать требования надежности.
Для
минимизации
ЗИП
должна
обеспечиваться
взаимозаменяемость
модулей/плат/модулей поставляемого однотипного оборудования.
Эксплуатационная поддержка должна соответствовать "Требованиям к системе
эксплуатационной
поддержки
оборудования
электросвязи,
применяемого
на
Взаимоувязанной сети связи Российской Федерации" (Приказ Минсвязи России и МАП №
2-23 от 15.01.2001).
Оборудование, размещаемое на объектах связи должно безотказно функционировать в
следующих условиях:
 диапазон рабочих температур от + 5˚С до + 40˚С;
 нижнее атмосферное давление 60 кПа (450 мм рт. ст.);
 относительная влажность до 80 % при + 25˚С.
1.2.1.1.14. Требования к сертификации.
Все поставляемое оборудование и программные средства должны иметь следующие
сертификаты:
 сертификат соответствия/декларация Мининформсвязи РФ (или подтверждено
получение сертификата до ввода ВОЛС в эксплуатацию);
 сертификат происхождения;
 сертификат качества;
 сертификат безопасности (ГОСТ-Р) и гигиенический сертификат для
оборудования, требующего наличия данных сертификатов в соответствии с
законодательством РФ.
Все поставляемое оборудование должно иметь свидетельство (или экспертное
заключение) ОАО РАО «ЕЭС России» (или ОАО «ФСК ЕЭС») на предмет соответствия
отраслевым требования. Качественные показатели производственных процессов должны
быть подтверждены сертификатами ISO. На всем поставляемом оборудовании должен быть
нанесен знак сертификата соответствия Минсвязи России.
Система распределенного контроля температуры оптоволокна.
1.1.
Назначение и функции СРКТ
1.1.1. Система распределенного контроля температуры (СРКТ) предназначена для
контроля температуры нагрева оптического волокна в грозозащитном тросе типа
ОКГТ на ВОЛС-ВЛ с целью исключения его перегрева в ходе плавки гололеда
свыше допустимой заводом-изготовителем ОКГТ максимального значения
температуры нагрева, а также
мониторинга оптического затухания и
механической целостности ОВ при отсутствии плавки гололеда с целью
Страница 34
выявления возникающих проблем на ранней стадии и предотвращении
возможных отказов системы связи.
1.1.2. Управление СРКТ должно осуществляться с АРМ оператора, расположенного в
Сочинском предприятии МЭС с резервом управления из МЭС Юга. Связь
измерительного блока (АТР) с АРМ оператора должна осуществляется через
порт USB или Ethernet. АРМ оператора может быть установлено в любой точке
локальной сети. Необходимо предусмотреть организацию нескольких рабочих
мест оператора с разделением прав доступа к системе.
1.1.3. АРМ оператора СРКТ должен быть оснащен необходимым минимумом
лицензированного ПО, а также ПО для управления измерительным блоком, ПО
для отображения и хранения информации по измерению температуры вдоль
трасы ВОЛС-ВЛ.
1.1.4. После завершения температурных измерений должен быть построен график
изменения значений температуры за время проведения плавки.
1.1.5. При достижении максимально допустимой температуры нагрева оптического
волокна на экране должен появляться сигнал « Внимание! Отключить ток!» и
звуковой сигнал.
1.1.6. Необходимо автоматическое сохранение результатов измерений в базу данных
(Архив).
1.2. Состав СРКТ.
1.2.1. В состав СРКТ должны входить:
 блок измерения (АТР) – для измерения температуры ОВ по его длине;
 персональный компьютер – для управления работой прибора, отображения и
хранения результатов измерений (устанавливается в Сочинском ПМЭС);
 блок управления и связи (БУС) – для обеспечения надежного управления и
передачи данных при удаленном управлении измерительным блоком;
 оптический переключатель – для проведения измерения двух ВОЛС-ВЛ.
 центральный сервер СРКТ, включая ПО Сервер (устанавливается в Сочинском
ПМЭС).
1.3. Основные технические требования к СРКТ.
1.3.1. Для осуществления измерения температуры в двух направлениях
последовательно одним блоком измерения (АТР) при длине измеряемого ОКГТ
менее 50 км измерительный блок должен комплектоваться оптическим
переключателем, выполненным в виде отдельного блока для установки в 19”
монтажные направляющие стойки или встроенным в БУС. Управление
оптическим переключателем и измерительным блоком (АТР) должно
осуществляется с помощью единого программного обеспечения.
1.3.2. Контроль температуры ОВ в ОКГТ должен быть обеспечен в климатических
условия прохождения ВОЛС-ВЛ в диапазон измеряемых температур от -60°С
до +100°С.
1.3.3. Условия эксплуатации АТР и БУС должны соответствовать условиям
эксплуатации аппаратуры связи:
 температура окружающего воздуха – от 5 до 40 °С;
 относительная влажность воздуха - не более 90% при 25 °С;
 атмосферное давление - от 70 до 106,7 кПа.
Анализатор температуры должен иметь следующие основные технические
характеристики:
 тип измеряемого ОВ – одномодовый в соответствии G652
 длины волн излучения – (1625±20) нм и (1530±20) нм.
 тип оптического разъема – FC/APC или SC/APC.
Страница 35

погрешность измерения температуры должна быть не более 3 С
1.3.4. Питание блока измерения (АТР) и БУС для установки в монтажные стойки должно
осуществляется:
 от внешнего источника постоянного напряжения 36÷72 В;
 от сети переменного тока с напряжением 220-230 В, 50 Гц через блок
питания с выходным напряжением 48 В, входящий в комплект прибора.
Потребляемый ток от источника постоянного напряжения 36÷72 В должен быть не
более 1,5 А.
Модернизация (расширение) АСУТП подстанций
На подстанциях, укомплектованных АСУТП:
ПС 500 кВ Центральная, РП 220 кВ Вардане, ПС 220 кВ Дагомыс, РП 220 кВ
Черноморская, ПС 220 кВ Псоу, ПС 220 кВ Поселковая:
8. Средствами АСУТП подстанций выполнить управление и сигнализацию устройств
плавки гололеда, устанавливаемых на объектах. Предусмотреть расширение АСУТП,
доукомплектацию необходимыми модулями, контроллерами (объёмы модернизации
определить проектом). Расширение (модернизацию) АСУТП выполнить на оборудовании,
идентичном существующему, и входящему в состав автоматизированных систем при их
аттестации в ОАО «ФСК ЕЭС».
№
1
2
3
4
5
6
ПС
ПС 500 кВ
Центральная
РП 220 кВ
Вардане
ПС 220 кВ
Дагомыс
РП 220 кВ
Черноморская
ПС 220 кВ
Псоу
ПС 220 кВ
Поселковая
Тип АСУТП
iSCS
Производитель (поставщик)
General Electric
PACiS
ЗАО
«Энергопромавтоматизация»
ЗАО «АЛЬСТОМ Грид»
SMART-SPREСON
ЗАО "РТСофт"
SMART-SPREСON
ЗАО "РТСофт"
ЗАО «Энергопромавтоматизация»
(СКАДА)+ ЗАО "РТСофт"
(контроллеры)
ЗАО
«Энергопромавтоматизация»
NPT Expert
9. Произвести интеграцию в АСУТП всех устанавливаемых в рамках проекта МП
устройств РЗА, при разработке проектной документации использовать последние
технические требования ОАО «ФСК ЕЭС» к протоколам интеграции. При необходимости
провести расширение АСУТП подстанций, доукомплектовать автоматизированные
системы устройствами приема данных в цифровом виде и «сухим контактом».
10. Доработать мнемосхемы АРМ ОП для отображения измененных схем подстанции и
информации по вновь интегрируемым устройствам РЗА, с функцией управления
выключателями, разъединителями ПГ и дистанционным управлением на ЗКРП.
11. В случае установки КА на территории ПС предусмотреть доработку системы ОБР, с
организацией программных блокировок во вновь устанавливаемых контроллерах
присоединений и доработкой логики оперативных блокировок в контроллерах смежных
присоединений (при необходимости).
12. Предусмотреть передачу вновь организуемой телеинформации в ЦУС и КРДУ, по
существующим каналам телемеханики, в общем объёме телеинформации.
Страница 36
13. Необходимо учесть, что расширяются (модернизируются) АСУТП недавно
введённые в эксплуатацию, и при выполнении работ требуется не нарушать условия
предоставления гарантийных обязательств.
14. При разработке проекта руководствоваться НТД ОАО «ФСК ЕЭС», отраслевыми
нормами и правилами.
2. Телемеханизация плавки гололеда
2.1. Общие положения
Необходимо организовать удалённое управление коммутационными аппаратами
ЗКРП, с использованием средств телемеханики.
Для осуществления функций управления предусмотреть установку на ПС
приемных устройств телемеханики (ПУ), снабженных мнемоническими панелями
управления и установку на ЗКРП устройств телемеханики контролируемых пунктов (КП):
–места размещения ПУ определить проектом;
Передача телеинформации на пункты управления (ПУ от устанавливаемых
устройств телемеханики КП ЗКРП осуществляется по стандартному протоколу МЭК 870-5101/104. Время передачи ТИ, ТС не должно превышать 1 сек. В устройствах КП и ПУ
должны быть выполнены мероприятия по защите от несанкционированного доступа.
2.2.
Объемы телеинформации
Объёмы телеинформации должны быть достаточны для организации удалённого
управления ЗКРП с панели ПУ.
В устройствах КП и ПУ необходимо организовать следующие каналы
телеинформации (ТИ, ТС и ТУ)
Телеуправление.
По каждому ЗКРП предусматривается передача двух команд ТУ: включить или
отключить разъединители. Команда разрешения оперирования разъединителями должна
организовываться в КП ЗКРП и выполняться на время управления разъединителями с
последующим съемом этой команды. Должна быть разработана система оперативных
блокировок КА. В логике блокировок предусмотреть участие сигнала о наличии
напряжения на ВЛ, для чего эти сигналы должны быть организованы на ПС и переданы с
ПУ в КП ЗКРП.
Телесигнализация.
С каждого ЗКРП передается телесигнализация включенного или отключенного
положения разъединителей, режима управления, о положениях автоматических
выключателей, а так же сигналы «Тревога», «Пожар» и «Неисправность» от комплекса
интегрированных систем безопасности– около 16 ТС.
Телеизмерения.
С ЗКРП выполняется передача показаний температуры наружного воздуха и
температуры внутри модульного здания - 2ТИ.
Общие объемы телеинформации.
Исходя из выше сказанного, с каждого пункта управления ПС должны
передаваться в направление КП команды ТУ для каждого разъединителя: «включить»,
«отключить» и ТС «напряжение на ВЛ».
С каждого КП в направлении ПУ должны передаваться ТС и ТИТ в следующем
объеме: 16 ТС, 2 ТИТ.
Перечень информации для каждых КП и ПУ уточняется при проектировании.
Страница 37
2.3. Оборудование телемеханики
Устройства ПУ и КП должны быть обеспеченны блокировкой от
несанкционированного управления закорачивающими пунктами. Способ блокировки
(ключами или программно) должен быть рассмотрен в рабочем проекте при разработке
этих устройств.
Для безопасного выполнения телеуправления коммуникационным оборудованием
ЗКРП необходимо предусмотреть систему оперативных блокировок. В КП должны быть
организована программная логика блокировок выполнения ТУ разъединителями ЗКРП,
учитывающая в том числе наличие напряжения на ВЛ.
Все устанавливаемые устройства ТМ КП должны иметь по 2 выхода Ethernet или
RS в каналы связи. Устройство ТМ ПУ должно иметь достаточное количество портов для
организации основных и резервных каналов обмена с ТМ КП и канала обмена с АСУТП
ПС.
Устройства ТМ ПУ должны быть интегрированы в АСУТП ПС по протоколу МЭК
870-5-104. Перечень телеинформации, используемой для обмена между АСУТП и ПУ,
уточняется в процессе проектирования
На ПС для организации цепей тока и напряжения, а так же ввода цепей
телесигнализации применяются контрольные кабели типа КВВГЭнг(А)-LS, которые
прокладываются по ОРУ в кабельных лотках.
Линии интерфейсов RS-485 выполняются огнестойкими интерфейсными кабелями
типа КСБнг(А)-FRHF., а кабели сети Ethernet - кабелем LANmark-6 F2TP4. Интерфейсные
кабели прокладываются в помещениях ОПУ по существующим кабель-ростам и в
кабельном этаже.
Технические требования к устройству телемеханики КП
Устройство телемеханики контролируемого пункта (далее – устройство), должно
выполнять следующие функции:
- сбор дискретных данных о состоянии датчиков по каналам ТС;
- сбор, обработка, хранение информации, полученной от различных внешних
устройств с цифровыми интерфейсами стандартов RS-232 и RS-485.
Устройство должно иметь интерфейсы Ethernet (RS-232) для передачи данных по каналам
связи и передавать в пункт управления (интерфейсы уточняются при проектировании в
зависимости от принятых проектных решений по каналам связи):
- телеинформацию о состоянии объектов;
- телеизмерения текущих значений заданных параметров.
Должна быть обеспечена возможность информационного обмена с ТМ ПУ и
возможность организации логики программных блокировок.
Электропитание устройства должно осуществляться от сети переменного тока
напряжением (220+22/-33)В, частотой (50±2,5)Гц от устройства гарантированного питания.
Создание системы гарантированного питания рассмотрено в разделе «Средства связи».
УТП КП должно иметь защиту питающего ввода от перепадов напряжения и импульсных
помех.
По электромагнитной совместимости устройство должно соответствовать ГОСТ Р
51179.
Время готовности к работе при включении питания – не более 30 с.
Устройство должно быть смонтировано в навесном или напольном металлическом
шкафу со степенью защиты не хуже IP54 (ГОСТ 14254), и сохранять работоспособность
при температуре окружающего воздуха от -30 до +70 º С и относительной влажности – в
пределах от 5 до 95 % (без конденсата).
Страница 38
Устройство должно быть снабжено панелью управления, с помощью которой
возможно управлять КА ЗКРП, просматривать весь объём телеинформации КП, а так же
просматривать диагностическую информацию по устройству.
Устройство должно быть занесено в Государственный реестр, соответствовать
Государственным стандартам России, и иметь все необходимые сертификаты.
Устройство КП (ПУ) должно быть аттестовано в ОАО «ФСК ЕЭС» как устройство
телемеханики или контроллер присоединения.
Характеристики каналов ТИТ.
Устанавливаемые измерительные преобразователи температуры должны
подключаться к устройству ТМ КП по цифровому интерфейсу RS-485 или к аналоговым
входам 4-20 mA.
Пределы допускаемого значения основной приведенной погрешности каналов ТИТ
должны быть не более ±0,5 % от диапазона измерений.
Предел дополнительной погрешности каналов ТИТ, вызванной изменением
температуры окружающего воздуха – не более половины основной приведенной
погрешности на каждые 10 º С.
Характеристики каналов ТС
Устройство при номинальном напряжении постоянного тока для входных сигналов
должно обеспечивать подавление дребезга контактов и ввод пассивных дискретных
(двоичных) сигналов с характеристиками:
- минимальное сопротивление датчика для разомкнутой цепи – не более 50 кОм;
- максимальное сопротивление датчика для замкнутой цепи – не менее 150 ОМ;
- номинальное значение тока через замкнутые контакты датчика: от 8 до 10 мА;
- минимальная длительность состояния «Включено» (импульс) или «Отключено»
(пауза) – от 1,25 до 10 мс (параметр контроллера ввода дискретных сигналов).
Характеристики каналов устройства.
Характеристики стыка RS-485:
- количество интерфейсов RS-485 – не менее 2 шт.;
- максимально возможная длина линии связи – не менее 1000 м;
- скорость передачи информации на стыке должна иметь возможность
устанавливаться пользователем из ряда:
- в асинхронном режиме – 1200, 2400; 4800; 9600; 19200; 38400; 57600;
- в синхронном режиме – 100; 200; 300; 600 бит/с;
Характеристики стыка RS-232:
-количество интерфейсов RS-232 – не менее 1 шт.;
- максимально возможная длина линии связи – не менее 15 м;
- скорость передачи информации на стыке должна иметь возможность
устанавливаться пользователем из ряда:
- в асинхронном режиме – 1200, 2400; 4800; 9600; 19200; 38400; 57600;
- в синхронном режиме – 100; 200; 300; 600 бит/с.
Характеристики стыка связи Ethernet:
- максимально возможная длина линии связи – 100 м;
- тип спецификации – 100ВАSE-T;
- Тип разъема – RJ45, 2 шт.
Параметры стыков должны иметь возможность устанавливаться пользователем
программно с помощью ПЭВМ.
Страница 39
Требования к информационной емкости сигналов, непосредственно вводимых и
выводимых из устройства телемеханики:
Информационная емкость каналов ТС (дискретных входов) – не менее 16;
Информационная емкость каналов ТУ (релейных выходов) – не менее 8
№
п/п
Технические требования к контроллеру телемеханики ПУ
Технические характеристики
(наименование параметра)
1
2
3
4
5
6
7
8
Цифровой вывод
Скорость передачи информации по каналам связи, Кбит/с
Технические протоколы
Напряжение питания, В
Наличие ИБП
Колебание питающего напряжения
Наличие панели оператора
Рабочая температура
9
Относительная влажность
10
11
12
Вывод ТС неисправности устройства и каналов
Ретрансляция информации от других источников информации
Средняя наработка на отказ, часов
Возможность удаленной диагностики и настройки аппаратуры, а
также загрузки программного обеспечения из диспетчерского
центра
Обмен информацией с оперативно-информационным комплексом
(ОИК)
Обмен информацией с ССПИ объектов
Гибкое конфигурирование и настройка под условия любого
объекта
Возможность поэтапного внедрения
Согласованная работа с имеющейся приемной аппаратурой
Современное решение, опирающееся на международные
стандарты
Архитектура, открытая для развития и модернизации силами
пользователя
Модульное построение системы реального времени OS-9
Разработка прикладного программного обеспечения с
использованием технологически ориентированных языков,
удовлетворяющих стандарту МЭК 1131-3
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
Требования
(значение
параметра)
да
19
МЭК-104/101
220
да
± 5%
да
0-70º
отсутствие прямого
конденсата
да
да
≤100 000
да
нет
да
да
да
да
да
да
да
да
Технические требования
к измерительному преобразователю температуры.
№
п/п
1
Технические характеристики (наименование параметра)
Основные технические характеристики:
Диапазон измерения температуры, не менее
Страница 40
Требования
(значения параметра)
1.1.
от -50 до +50 ºС
Погрешность измерения температуры, не более
Гальваническая развязка между входных цепей и цепей
питания
Время установления рабочего режима, не более
Параметры питания
Потребляемая мощность по цепям питания, не более
Средняя наработка на отказ, не менее
Средний срок службы, не менее
Наличие цифрового интерфейса
Тип цифрового интерфейса
Технические требования к конструкции, изготовлению и
материалам:
Габаритные размеры, не более
Масса, не более
Рабочий диапазон температур, ºС
±0,5 ºС в диап. от 10 до +55 ºС
Да
30 мин
220В, 50Гц
4 В·А
20000 ч.
15 лет
Да
RS-485
130х70х50
0,4 кг.
от –20 до +50
2.4 Технические требования по интеграции ТМ ПУ в АСУТП
На всех объектах, где будет установлены ТМ ПУ должны быть проведены работы по
интеграции ТМ ПУ в существующие АСУТП ПС. Информационный обмен должен быть
организован по протоколу МЭК 60870-5-104. Должна быть реализована функция
удалённого управления КА ЗКРП с АРМ ОП АСУТП. Информация о выдаче ТУ со стороны
АСУТП должна фиксироваться в лог-файлах ТМ ПУ и в журнале событий АСУТП.
Объём передаваемой/принимаемой информации (уточняется на стадии
проектирования) должен быть достаточным для выполнения безопасного удалённого
телеуправления КА ЗКРП.
В АСУТП должна поступать вся телеинформация, получаемая в ПУ от ТМ КП
ЗКРП, в том числе диагностическая информация КП и ПУ.
SKADA АСУТП ПС должна быть дополнена мнемокадрами ЗКРП и мнемокадрами
диагностики КП и ПУ. Информация КП и ПУ должна отображаться на мнемокадрах и
фиксироваться в журналах АСУТП.
Информация о положении КА ЗКРП должна передаваться в ДЦ РДУ и МЭС по
каналам телеинформации АСУТП, в общем объёме оперативной информации ПС.
Неоперативная информация о состоянии КА, КП и ПУ должна передаваться в ДЦ
СочПМЭС по каналам ССПТИ, для чего в проекте должна быть предусмотрена доработка
ПО ССПТИ ПС.
АВТОМАТИЗИРОВАННАЯ ИНФОРМАЦИОННАЯ СИСТЕМА
КОНТРОЛЯ ГОЛОЛЕДНОЙ НАГРУЗКИ.
1.1.Назначение и функции АИСКГН
1.1.1.Назначение и цель разработки.
Автоматизированная информационная система контроля гололедной нагрузки на ВЛ
предназначена для полной автоматизации и обеспечения информационных функций
контроля за процессом гололедообразования на ВЛ.
Целью разработки АИСКГН является повышение надежности работы электрических
сетей при тяжелых гололедно-ветровых ситуациях в кололедопасный период.
Расширенные функциональные и информационные возможности системы,
обусловленные использованием микропроцессорной и вычислительной техники,
Страница 41
современных систем связи и передачи данных, повышают эффективность и обеспечивают
своевременность плавки гололеда на ВЛ, как одного из основных средств борьбы с
гололедными отложениями.
1.1.2. Функции АИСКГН.
Основными задачами, решаемыми с помощью АИСКГН, являются:
 автоматизированный сбор данных о гололедно-ветровых воздействиях на
воздушные линии электропередачи, а также о метеорологических параметрах в
пунктах контроля, привязанных к единому астрономическому времени;
 своевременное информирование персонала электрических сетей о начале процесса
гололедообразования на ВЛ;
 обеспечение персонала электрических сетей достоверной информацией о развитии
гололедно-ветровой ситуации в регионе;
 контроль опадания гололедных отложений при проведении плавки гололеда на
фазных проводах и грозотросах ВЛ.
 контроль в ходе плавки температуры грозотроса со встроенным оптическим
кабелем.
Применение АИСКГН позволяет обеспечить:
 раннее предупреждение гололедоопасной ситуации;
 прогнозирование развития гололедно-ветровой ситуации на ВЛ с учетом
метеоусловий и интенсивности гололедообразования;
 формирование оптимальной стратегии борьбы с гололедом и определение
очередности плавок гололеда на ВЛ различных напряжений;
 сокращение времени на принятие решения о проведении организационнотехнических мероприятий по плавке гололеда;
 дистанционный контроль начала и окончаниям плавки гололеда, уменьшая тем
самым расход электроэнергии;
 улучшение условий труда персонала и снижение затрат за счет выполнения плавок
гололеда на линиях электропередачи без выезда линейных бригад для осмотра ВЛ.
В основу АИСКГН закладываются следующие общие положения:
 система АИСКГН создается как автономно работающая многоуровневая человекомашинная система с централизованным управлением и распределенной функцией
измерения и контроля, оснащенная средствами сбора, обработки, отображения,
хранения и передачи информации;
 система АИСКГН создается как информационная интегрированная система,
использующая микропроцессорную аппаратуру, персональные компьютеры и
позволяющая осуществлять экспертные оценки процесса гололедообразования на
ВЛ с помощью специализированных программно-технических средств;
 архитектура и принципы построения АИСКГН должны предусматривать
возможность информационного и функционального наращивания системы и не
должны накладывать ограничений на количество пунктов контроля;
 система АИСКГН создается с учетом ее последующей нтеграции в
существующую..
 основной исходной информацией для системы служат данные, получаемые от
датчиков гололедной нагрузки и датчиков метеорологических параметров в
пунктах контроля на ВЛ.
При создании АИСКГН должна использоваться принятая у Заказчика система
кодирования контролируемого оборудования (ВЛ), которая обеспечит согласованность
информационных моделей, а также сигналов и данных, формируемых программнотехническими средствами АИСКГН.
Страница 42
1.2.Общие принципы построения, структура и состав АИСКГН.
Автоматизированная информационная система контроля гололедной нагрузки на ВЛ
представляет собой распределенную и территориально рассредоточенную систему.
В общем случае в программно-техническом комплексе АИСКГН выделяется три
уровня иерархии ПТС: нижний, средний и верхний. Для АИСКГН выбран двухуровневый
принцип построения. В состав нижнего и среднего уровня АИСКГН входят:
- на нижнем уровне –пункты контроля (ПК_1÷ПК_N). Количество ПК и их
размещение на ВЛ определяется при проектировании.
- на среднем уровне – существующие пункты приема АИСКГН Сочинского
предприятия МЭС филиала ОАО «ФСК ЕЭС» .
Предусматривается также переконфигурирование программного обеспечения ПП
Сочинского предприятия МЭС и в ЦСОД МЭС Юга с целью обеспечения возможности
опроса вновь оборудуемых ПК.
Поскольку система интегрируется в существующую региональную АИСКГН МЭС
Юга, должна быть предусмотрена совместимость ПТС на программном и аппаратном уровне
во вновь проектируемых ПК и ПП с ранее установленным оборудованием АИСКГН.
Нижний уровень. К ПТС нижнего уровня относятся все устройства, расположенные
непосредственно в ПК на ВЛ. С их помощью осуществляется сбор информации,
необходимой для функционирования системы в целом.
На ПТС пункта контроля возлагаются следующие функции, выполняемые по запросу
из пункта приема:
 автоматическое получение и первичная обработка информации о гололедноветровой нагрузке на фазные провода и грозотросы ВЛ, метеопараметрах,
 передача данных на средний уровень системы.
Основным компонентом ПТС нижнего уровня, реализующим эти функции, является
микропроцессорный линейный терминал, представляющий собой многофункциональный
контроллер с GSM-модемом и радиомодулем.
В пункте контроля гололедообразования (ПКГ) осуществляется контроль:
 механической нагрузки в точках подвеса трех фазных проводов и двух
грозотросов к опоре ВЛ;
 температуры и влажности окружающего воздуха;
 скорости и направления ветра;
 напряжения на клеммах аккумуляторной батареи.
Кроме того, для оповещения дежурного персонала о несанкционированном доступе в
шкаф контроля линейный, где размещается аппаратура ПК, должен осуществляться контроль
состояния контактов сигнализатора положения двери шкафа с передачей информации в пункт
приема.
Эффективная работа ПТС в пунктах контроля должна обеспечиваться автономными
устройствами бесперебойного (гарантированного) питания на основе аккумуляторных и
солнечных батарей.
Места установки оборудования пунктов контроля с подтверждением наличия
устойчивого канала GSM-связи с функцией передачи данных операторов МТС, «Мегафон» и
«Билайн» должны определиться при предпроектном обследовании.
Средний уровень. Программно-технические средства АИСКГН среднего уровня,
расположенные в пунктах приема, предназначены для:
 сбора, обработки и отображения данных, поступивших от ПТС нижнего уровня по
каналу GSM-связи;
Страница 43

оптимального выбора начала и конца процесса плавки гололеда на ВЛ, что
позволяет сократить время на принятие решения и проведение плавки гололеда;
 выполнения прогноза развития гололедно-ветровой ситуации на контролируемой
ВЛ путем экспертных оценок поступившей информации.
Для реализации указанных функций в пунктах приема устанавливается приемный
терминал на базе сервера «Гололед» – отдельным блоком, и АРМ «Гололед» – отдельным
блоком,
укомплектованные
соответствующим
комплексом
системного
и
специализированного программного обеспечения.
1.3.Пункты контроля
1.3.1.Структурные схемы ПК
Структурная схема ПКГ приведены на рис. 1, соответственно, где обозначено:
А1
–
блок цифрового преобразователя метеопараметров (ЦПМ);
А2
–
шкаф контроля линейный;
AD1
–
контроллер ЦПМ;
AD2
–
контроллер линейного терминала;
AU1
–
GSM-модем;
BP1÷ВР5 –
датчики гололедной нагрузки;
BT1
–
датчик температуры и влажности воздуха;
BV
–
датчик скорости и направления ветра;
GB1÷GB3
–
аккумуляторные батареи;
GS1÷GS3
–
солнечные модули;
UG
–
интеллектуальное зарядное устройство;
SB
–
контакты сигнализатора положения двери шкафа;
WU1
–
антенно-фидерное устройство;
Страница 44
Рис. 1.
1.3.2.Линейный терминал
Линейный терминал представляет собой специализированное микропроцессорное
устройство (многофункциональный контроллер) нижнего уровня АИСКГН, основной
функцией которого является сбор, первичная обработка и передача данных на высший
уровень системы.
Линейный терминал обеспечивает:
 питание датчиков гололедной нагрузки;
 считывание информации с датчиков гололедной нагрузки и других датчиков,
подключенных к терминалу;
 преобразование аналоговых сигналов в цифровые;
 прием команд и пакетную передачу данных по запросу из пункта приема
АИСКГН.
Линейный терминал должен содержать процессор, обеспечивающий выполнение
вычислительных и логических функций, возложенных на устройство и интерфейс RS-232
для подключения GSM-модема сотовой связи.
Страница 45
1.3.3.Датчики гололедной нагрузки (ДГН)
Предварительные расчеты механических нагрузок на ДГН при гололеде показали, что
максимальные гололедно-ветровые нагрузки на провода и грозотросы составляют:
 для фазных проводов
–
5000кГ;
 для грозотросов
–
4000 кГ.
Расчеты, результаты которых хранятся в архиве, производились для следующих
значений метеопараметров:





диапазон изменения скорости ветра, м/с
скорость ветра при гололеде, м/с
толщина стенки гололеда, мм
диапазон изменения температура воздуха, ºС
температура воздуха при гололеде, ºС
–
–
0,5÷30;
–
20;
–
10, 20, 30;
0÷ –20;
– –5.
1.3.4. Система гарантированного электропитания
Система электропитания линейного терминала должна содержать:
 аккумуляторную батарею;
 солнечную батарею;
 интеллектуальное зарядное устройство (ИЗУ) аккумуляторной батареи от
солнечной батареи.
Солнечная батарея крепится на опоре ВЛ и должна быть ориентирована в южном
направлении.
В ИЗУ аккумуляторной батареи должны задаваться программным путем и
контролироваться следующие параметры:
 нижний и верхний пределы температуры воздуха;
 минимальное и максимальное напряжение на аккумуляторной батарее;
 нижний и верхний пределы напряжения заряда;
 максимальное значение напряжения источника зарядного тока;
 максимальный зарядный ток.
1.4. Аппаратура канала сотовой связи
Для сотовой GSM связи между ПК и ПП должны использоваться GSM-модемы с
антенно-фидерным устройством, управление которыми осуществляется линейным
терминалом по интерфейсу RS-232.
В ходе рабочего проектирования пунктов контроля АИСКГН необходимо
осуществить проверку наличия устойчивого канала GSM-связи с функцией передачи данных
в местах установки ПК и выбор оператора сотовой связи.
1.5.
Пункты приема
1.5.1. Структурная схема
Структурная схема аппаратуры пункта приема приведена на рис. 2.
Основными элементами комплекса являются: приемный терминал на базе сервера (A1)
и автоматизированное рабочее место «АИСКГН-Клиент» (А2).
Аппаратура приемного терминала включает в себя: сервер (AD1); плату СОМ-портов
(AD2); модуль связи с тремя GSM-модемами (AU1); источник бесперебойного питания
(GB1); клавиатуру (КB1); коммутатор (LANSW); ЖК монитор 19” (MON1); манипулятор
мышь (MS1); сетевой фильтр (SF1); антенно-фидерные устройства пункта приема
(WU1÷WU3).
Страница 46
Аппаратура АРМ включает в себя: системный блок (AD3); источник бесперебойного
питания (GB2); клавиатуру (КB2); ЖК монитор 19” (MON2); манипулятор мышь (MS1);
принтер А4 (PRN); сетевой фильтр (SF2).
Рис. 2.
В пункте приема производится:
 последовательный опрос в автоматическом или ручном режимах пунктов контроля
на ВЛ с целью получения информации о гололедной ситуации и метеопараметрах
в местах установки ПК;
 формирование базы данных АИСКГН, структура которой предусматривает
хранение информационных массивов в виде оперативной и архивной информации;
 визуализация полученной информации с помощью средств отображения;
 информирование дежурного персонала о достижении гололедными нагрузками
критических значений средствами предупредительной или аварийной
сигнализации диспетчерского пункта;
 передача получаемой информации на вышестоящие уровни диспетчерского
управления.
Эффективная работа ПТС в пункте приема обеспечивается использованием резервных
автономных устройств бесперебойного питания на основе аккумуляторных батарей.
1.5.2. Приемный терминал
Приемный терминал представляет собой специализированный сервер среднего уровня
АИСКГН, имеющий в качестве периферийного устройства модуль связи с тремя GSMСтраница 47
модемами, основной функцией которого является прием, первичная обработка, хранение и
передача данных в АРМ и на высший уровень системы.
Приемный терминал должен содержать процессор, обеспечивающий выполнение
вычислительных и логических функций, возложенных на устройство и интерфейс RS-232
для подключения модуля связи.
Передача данных из пунктов контроля должна выполняться автоматически по запросу
из пункта приема. Цикличность и порядок опроса пунктов контроля должны задаваться
программным путем. Должна быть предусмотрена также и возможность ручного запроса в
любой момент времени по усмотрению диспетчера. Время, затрачиваемое на обработку
одного запроса ПК, не должно превышать 1 мин.
1.5.3. Автоматизированное рабочее место
АРМ представляет собой специализированный промышленный компьютер среднего
уровня АИСКГН с необходимыми периферийными устройствами, основными функциями
которого являются:
 визуализация получаемых из пунктов контроля данных;
 ведение локальной базы данных и работа по программе «АИСКГН-Клиент»;
 обеспечение получения информации на бумажном носителе.
Компьютер АРМ должен содержать процессор, обеспечивающий выполнение
вычислительных и логических функций, возложенных на устройство и необходимые
интерфейсы для подключения периферийных устройств.
1.6.
Программное обеспечение
В АИСКГН используются следующие виды программного обеспечения, необходимые
для надежного и эффективного выполнения всех функций, возложенных на систему:
 ПО линейного терминала;
 ПО приемного терминала, совмещенного с сервером «Гололед»;
 ПО АРМ «АИСКГН-Клиент».
Программное обеспечение линейного терминала представляет собой технологическое
ПО микропроцессорного устройства.
Программное обеспечение приемного терминала и АРМ «АИСКГН-Клиент»
включает комплекс системного и прикладного ПО.
Автоматизированное
рабочее
место
АРМ
«АИСКГН-Клиент»
должно
специализироваться под задачи, связанные с информационным обеспечением плавки
гололеда на ВЛ, и иметь:
 удобный пользовательский интерфейс с графическим представлением
контролируемых параметров (мнемокадры, систему меню, мнемосимволы,
способы группировки информации и т.п.). Степень подробности изображений,
вид мнемосимволов и их расцветка, а также количество отображаемых
параметров на фрагментах и их формы, должны определяться при
проектировании системы;
 возможность распечатки данных на цветном принтере с фиксацией времени;
 возможность вызова на экран архивной информации из базы данных, текстовой
информации и меню на русском языке.
ТРЕБОВАНИЯ К ПТС АИИС КУЭ ПС (в части вновь вводимых ИК)
1.1 Назначение АИИС КУЭ.
Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета
электроэнергии (АИИС КУЭ) ПС
предназначена для измерения количества
электрической энергии, позволяющего определить величины учетных показателей,
Страница 48
используемых в финансовых расчетах на оптовом рынке электроэнергии. АИИС КУЭ
подстанции является составной частью АИИС КУЭ ОАО «ФСК ЕЭС» (ЕНЭС) и создается
(модернизируется) с обязательным учетом системных и программно-технических решений,
реализованных на ПС филиала ОАО «ФСК ЕЭС»-МЭС Юга по целевой Программе
создания АИИС КУЭ ЕНЭС.
1.2. Состав работ и услуг по созданию (модернизации, расширению) АИИС КУЭ ПС
Таблица №1.1.
№
Наименование работ и услуг
Предпроектное обследование (при
модернизации, расширении АИИС КУЭ ПС)
Разработка проектной документации АИИС
3
КУЭ ПС и экспертиза в ОАО «АТС»
4 Поставка ПТС АИИС КУЭ
5 Монтажные и пуско-наладочные работы
Оформление паспортов-протоколов на
6
измерительные комплексы
Проведение поверки АИИС КУЭ (по ИК,
относящимся к сфере государственного
7 регулирования), проведение калибровки (по
ИК, не относящимся к сфере
государственного регулирования)
Оформление опросных листов для ОАО
8
«АТС»
Разработка методики измерений МИ (при
модернизации, расширении – разработка
дополнений к МИ) электроэнергии и
9
аттестация МИ в органах
Ростехрегулирования (по ИК, относящимся к
сфере государственного регулирования)
Проведение испытаний с целью утверждения
типа единичного экземпляра СИ и внесению
АИИС КУЭ в Федеральный реестр СИ с
10
получением Свидетельства об утверждении
типа СИ (по ИК, относящимся к сфере
государственного регулирования)
Проведение процедуры установления
соответствия АИИС КУЭ техническим
требованиям ОРЭ с присвоением
11 коэффициента класса качества и получением
Паспорта (Акта) соответствия требованиям
ОРЭ в ОАО «АТС» (при модернизации,
расширении АИИС КУЭ подстанции - к
1
Страница 49
ЗАПОЛНЯЕТСЯ
УЧАСТНИКОМ
Соответствие
Требуемое Предлага- требованиям
значение
емое
(Да/Частично/
параметра значение Нет) ссылка
параметра
на №
разъяснения
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
проведению процедуры установления
соответствия АИИС КУЭ техническим
требованиям ОРЭ с присвоением
коэффициента класса качества в части новых
(вводимых) и реконструируемых
измерительных каналов)
* Проектная организация вправе дополнить состав работ и услуг дополнительными
работами, необходимыми для реализации технического предложения.
В составе предложения Участник должен представить:
- техническое описание предложения с указанием конкретных технических решений,
реализующих вышеуказанные требования;
- тип и стоимость оборудования с предоставлением следующих документов:
 полномочий от производителей предлагаемого к поставке оборудования;
 копии действующих на момент проведения поставки АИИС КУЭ ПС
сертификатов соответствия оборудования ГОСТ Р предлагаемого к поставке
оборудования;
 копии действующих на момент проведения поставки Сертификатов об
утверждении
типа средств измерений предлагаемого к поставке оборудования;
 копии заключений аттестационных комиссий о соответствии предлагаемого к
поставке оборудования техническим требованиям ОАО «ФСК ЕЭС» (для
счетчиков, УСПД, измерителей показателей качества электроэнергии (ПКЭ),
измерительных трансформаторов);
- в случае окончания действия на момент поставки соответствующих сертификатов,
Проектная организация должна представить гарантийные обязательства по обеспечению
продления срока этих сертификатов;
1.4. Организация учета электроэнергии
При реконструкции (модернизации, расширении) АИИС КУЭ ПС необходимо учесть
существующие на ПС технические решения по АИИС КУЭ и максимально использовать
оборудование, установленное на подстанции до реконструкции системы (счетчики, УСПД,
УССВ, АРМ, спутниковый терминал).
При реконструкции (модернизации, расширении) АИИС КУЭ на ПС (наименование
подстанции) должны быть поставлены дополнительные счетчики электроэнергии и
вспомогательное оборудование АИИС КУЭ. Проведен перемонтаж
существующих
счетчиков и другого оборудования АИИС КУЭ на новые места их размещения (при
необходимости). При этом в процессе выполнения работ должен быть сохранен
автоматический сбор данных измерения количества
электроэнергии по всем
присоединениям
подстанции и передача измеренных данных на верхние уровни
управления ОАО «ФСК ЕЭС».
В процессе создания (модернизации, расширении) АИИС КУЭ ПС подрядчик обязан:
- разработать ТРП АИИС КУЭ ПС по требованиям ОАО «АТС» обеспечить
автоматический сбор данных с существующих на подстанции точек
измерения на всех этапах строительства (реконструкции) подстанции;
- согласовать с Заказчиком схему учета электроэнергии на подстанции
(однолинейная электрическая схема ПС с выделением точек коммерческого
и технического учёта);
Страница 50
- согласовать с Заказчиком расчётные группы по составлению баланса
электроэнергии по подстанции и отдельно по шинам всех классов
напряжений;
- выполнить мероприятия по сертификации АИИС КУЭ в органах
Ростехрегулирования и получению Паспорта (Акта)
соответствия
требованиям ОРЭ в ОАО «АТС»;
- при монтаже и наладке технических средств АИИС КУЭ руководствоваться
требованиями СО 153-34.0-03.150-00
Характеристика объекта автоматизации
1.5.
2.
3.
4.
5.
фазы
*
*
*
* *
*
Примечание
Класс точности
*
Коэффициент трансформации
Коэффициент трансформации
*
Межповерочный интервал
Межповерочный интервал
* *
Трансформат
ор тока
Фазы
*
Трансформат
ор
напряжения
Класс точности
*
Межповерочный интервал
Направления учёта
*
Класс точности акт./реакт.энер.
Класс напряжения присоединений
Наименование
присоединений
Вид учёта (КУ/ТУ)
1.
Электросчетч
ик
РУ 750110 кВ..
№ п.п.
Таблица 1.2. Характеристика информационно-измерительных комплексов точек
измерения электроэнергии АИИС КУЭ ПС
*
*Параметры определяются на стадии проектирования
Общее количество
счетчиков
Класс напряжения
Кол-во счетчиков
Примечание
750/500/330кВ
*
220 кВ
*
110 кВ
*
35/27,5 кВ
*
6-10 кВ
*
сторона 0.4.кВ ТСН
*
Итого
*
*количество счетчиков переделяется на стадии проектирования
Перечень оборудования, необходимый для создания (модернизации, расширении) АИИС
Страница 51
КУЭ ПС (наименование ПС) приведён в таблице 1.3.
Таблица №1.3.
№
6
7
8
9
10
11
14
15
18
Класс
точност
и
Наименование оборудования
Счетчики микропроцессорные 2А+2Р для РУ 35 кВ и выше,
со встроенным ист. питания от сети ~220 В и 2-я цифровыми
интерфейсами
Счетчики микропроцессорные 2А+2Р для трансформаторов и
фидеров 10 (6) кВ со встроенным ист. питания от сети ~220 В
и 2-я цифровыми интерфейсами
Счетчики микропроцессорные А+Р для ТСН на стороне 0,4
кВ со встроенным ист. питания от сети ~220 В и 2-я
цифровыми интерфейсами
Разветвитесь интерфейса RS-485
Коробка испытательная
Шкаф для установки счетчиков
Коммутатор Ethernet
Преобразователи интерфейсов
ЗИП
Колво,
шт.
Марка,
производит
ель
*
0,2S
*
0,5S
*
0,5S
*
*
*
*
*
*
Принятые в таблице обозначения:
А- учет активной электроэнергии (2А - в двух направлениях);
Р – учет реактивной электроэнергии (2Р – в двух направлениях);
*количество оборудования переделяется на стадии проектирования
Примечание: Проектная организация вправе дополнить состав и объем поставки
дополнительным оборудованием, необходимым для реализации технического предложения.
2. Требования к АИИС КУЭ ПС (наименование подстанции).
2.1. Основные требования к системе АИИС КУЭ
Таблица №2.1
Функции, их характеристика
Требуе
мое
значен
ие
параме
тра
1
2
1. Технические решения по АИИС КУЭ выполнить в
соответствии с приложениями к Положению о порядке
получения статуса субъекта оптового рынка, приложениями к
Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка,
Да
Страница 52
ЗАПОЛНЯЕТСЯ
УЧАСТНИКОМ
Предла Соответст
га-емое
вие
значени требовани
е
ям
парамет (Да/Части
ра
чно/ Нет)
ссылка на
№
разъяснен
ия
3
4
«Типовой инструкцией по учету электроэнергии» (СО
153.34.09.101-94),
с
обеспечением
информационной
совместимости с АИИС КУЭ МЭС (наименование МЭС), с
учетом программных и технических решений построения
АИИС КУЭ, реализованных в соответствии с целевой
программой создания АИИС КУЭ ЕНЭС.
2. Обеспечить представление результатов измерения,
информации о состоянии средств измерения и объектов
измерения из устройства сбора и передачи данных (УСПД): на
уровень информационно-вычислительного комплекса (ИВК)
АИИС КУЭ; в АРМ АИИС КУЭ подстанции (при наличии)
3. На
отходящих ЛЭП предусмотреть установку
трансформатора тока в линии для организации учета
электроэнергии. Для распределительных устройств 110 кВ и
выше
с обходной системой шин
при обоснованном
отсутствии трансформаторов тока в линии должны быть
разработаны решения по обеспечению автоматической
фиксации в УСПД перевода линии на обходной выключатель с
отражением в МИ расчета количества электроэнергии через
присоединение.
4. Измерительные цепи учета подключать к отдельным
обмоткам измерительных трансформаторов тока и напряжения
соответствующих классов точности.
5. Установку счетчиков, УСПД и другого оборудования АИИС
КУЭ
производить
в
отдельно
стоящих
шкафах.
Целесообразность выполнения данного требования для КРУ
(КРУН) 6-10 кВ обосновать на этапе проектирования
6. Выводы измерительных трансформаторов и вторичные
измерительные цепи, используемые в целях коммерческого
учета, электросчетчики, УСПД, АРМ АИИС КУЭ ПС должны
быть защищены от несанкционированного доступа (установка
пломб, марок и т.п.).
8. Обеспечить вычисление полного баланса электроэнергии по
подстанции в целом, включая вычисление баланса
электроэнергии по уровням напряжения, отдельно по шинам
всех классов напряжения, секциям шин 110 кВ и выше, с
учётом собственных и хозяйственных нужд, сравнение
фактического небаланса с допустимым значением небаланса, а
также контроль достоверности передаваемых/получаемых
данных.
9. На межгосударственных ЛЭП предусмотреть установку двух
счетчиков электрической энергии (основного и резервного
прибора учета).
10.Определить направление, состав и характеристики данных,
передаваемых на другие уровни управления, включая расчет
объемов передаваемой информации.
11. Выполнить интеграцию АИИС КУЭ с АСУТП (при наличии
АСУ ТП)
подстанции в части получения из АСУ ТП
положения состояния выключателей и разъединителей;
передачи в АСУ ТП информации о неисправности элементов
Страница 53
Да
Нет
Да
Да
Да
Да
Не
т
Да
Да
АИИС
КУЭ
(АРМ,
УСПД,
электросчётчиков,
каналообразующей аппаратуры).
12. Производить подключение счетчика к трансформатору
тока и напряжения отдельным кабелем, при этом
подсоединение к электросчетчику должно быть проведено
через испытательную коробку (специализированный
клеммник), расположенную непосредственно под счетчиком.
13. Метрологическое обеспечение АИИС КУЭ осуществить в
соответствии с Федеральным законом от 26.06.2008 №102-ФЗ
«Об обеспечении единства измерений", ГОСТ Р 8.596-2002,
включая разработку методики выполнения измерений МИ (при
модернизации – разработка дополнений к МИ) для ПС,
аттестацию и внесение МИ в Федеральный реестр МИ;
проведение испытаний с целью утверждения единичного типа
средств измерений и внесение АИИС КУЭ ПС в Федеральный
реестр средств измерений с получением Свидетельства об
утверждении единичного типа средства измерения.
14. Провести процедуру установления соответствия АИИС
КУЭ ПС техническим требованиям ОРЭ с присвоением
коэффициента класса качества и получением Паспорта (Акта)
соответствия в ОАО «АТС».
15. Создать АИИС КУЭ руководствуясь требованиями ОРЭ,
предъявляемыми к АИИС КУЭ энергообъектов при новом
строительстве. (Для вновь строящейся или ПС комплексного
технического перевооружения)
Да
Да
Да
Нет
2.2. Общие требования к системе АИИС КУЭ.
Таблица №2.2
Функции, их характеристика
Страница 54
ЗАПОЛНЯЕТСЯ
Требуе
УЧАСТНИКОМ
мое
Предлаг Соответст
значен а-емое
вие
ие
значени требовани
параме
е
ям
тра
парамет (Да/Частич
ра
но/ Нет)
ссылка на
№
разъяснен
ия
1
2
1. Требования к уровням иерархии
Первый уровень
1.1. Информационно-измерительный комплекс
точек учёта
Да
(ИИК ТУ)
1.2. На уровне ИИК должны производиться измерения
параметров электропотребления, обеспечиваться хранение
информации на заданную глубину в энергонезависимой памяти,
Да
а также обеспечиваться доступ к этой информации с верхних
уровней системы
1.3. В состав ИИК должны входить:
Да
1.3.1. Счетчики электрической энергии
Да
1.3.2. Измерительные трансформаторы тока и напряжения
Да
1.3.3. Вторичные измерительные цепи
Да
3. Гарантийные обязательства
3.1. Гарантия на выбранное поставляемое оборудование
36
должна распространяться не менее, мес.
3.2. Поставщик должен бесплатно и в определенные сроки
устранять любые дефекты в поставляемом оборудовании,
Да
выявленные в период гарантийного срока
3.3. Должны быть оговорены условия Поставщика, на которых
Да
гарантия может быть продлена на более длительный срок
4. Требования к защите информации от несанкционированного доступа
4.1. На всех измерительных комплексах коммерческого учёта,
входящих в АИИС КУЭ подстанции, необходимо выполнить
мероприятия, обеспечивающие защиту от несанкционированного
Да
доступа к средствам коммерческого учёта. Защита информации
от несанкционированного доступа должна осуществляться:
4.1.1. Путем
пломбирования
клеммников
электрических
цепей трансформаторов тока и
напряжения, испытательных колодок и клеммников самих
электросчетчиков, клеммников цепей передачи информации
Да
от электросчетчиков к УСПД, а также клеммников самих
УСПД
4.3. На программном уровне и обеспечивать:
4.3.1.Защиту от несанкционированного
доступа к ресурсам счётчиков,
4.3.2.Регистрацию событий коррекции
системного времени и данных по мощности и
электроэнергии
4.3.3. Защиту счетчика на программном (логическом) уровне
путем установки паролей
4.4. Должны устанавливаться индивидуальные полномочия по
доступу к информации АИИС КУЭ
5. Требования к сохранности информации при авариях
5.1. В АИИС КУЭ должна быть обеспечена сохранность
информации при возникновении любых нештатных ситуаций,
а также при авариях.
Страница 55
Да
Да
Да
Да
Да
3
4
5.2. Все оборудование АИИС КУЭ должно иметь схему
электропитания,
обеспечивающую
сохранение
работоспособности (с передачей аварийной сигнализации и
сохранением
измерительной
информации)
при
Да
кратковременных перерывах электропитания и перепадах
напряжения. При авариях должна быть обеспечена процедура
блокирования передачи ложной информации
5.3. После восстановления электропитания должна быть
обеспечена процедура восстановления требуемого объема
Да
информации по иерархии системы
6.
Требования по метрологическому обеспечению и испытаниям АИИС КУЭ ПС
6.1. Метрологическое обеспечение АИИС КУЭ в соответствии
с ГОСТ Р 8.596 и техническим требованиям оптового рынка
включая:
6.1.1. Метрологическую экспертизу проектной документации
Да
6.1.2. Проведение поверки СИ, ИК (по ИК, относящимся к
сфере государственного регулирования),
проведение
Да
калибровки СИ, ИК (по ИК, не относящимся к сфере
государственного регулирования)
6.1.3. Расчёт основной и суммарной погрешностей измерения
Да
ИИК, погрешности СОЕВ
6.1.4. Проведение испытаний с целью утверждения типа
единичного экземпляра СИ и внесению АИИС КУЭ в
Федеральный реестр СИ с получением Свидетельства об
Да
утверждении типа СИ (по ИК, относящимся к сфере
государственного регулирования)
6.1.5. Оформление паспортов-протоколов на измерительные
Да
комплексы в соответствии с требованиями ОРЭМ
6.1.6. Разработку методики измерений (МИ) для подстанции
в соответствии с ГОСТ Р 8.563-96 (при модернизации,
расширении АИИС КУЭ подстанции - разработке дополнений
к МИ), аттестации и внесению МВИ (при модернизации,
Да
расширении АИИС КУЭ подстанции - дополнений к МИ) в
Федеральный реестр
(по ИК, относящимся к сфере
государственного регулирования);
6.2.Метрологические
характеристики
измерительноинформационных комплекса точки измерения (ИИК) должны
соответствовать техническим требованиям оптового рынка и
Да
требованиям ОАО «ФСК ЕЭС» (СТО 56947007-29.240.10.0282009).
6.4. Обеспечить проведение процедуры установления
соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭ с
присвоением коэффициента класса качества и получением
Паспорта
(Акта) соответствия в ОАО
«АТС» (при
Да
модернизации – к проведению процедуры установления
соответствия АИИС КУЭ техническим требованиям ОРЭ с
присвоением коэффициента класса качества в части новых
(вводимых) и реконструируемых измерительных каналов.
6.5.Все средства измерений, являющиеся компонентами
Да
измерительных каналов и АИИС ПС в целом, должны быть
Страница 56
внесены в Государственный реестр средств измерений
Российской Федерации, и иметь действующие свидетельства о
поверке и быть допущены к использованию на объектах ОАО
«ФСК ЕЭС».
2.3. Требования к видам обеспечения и ПТС АИИС КУЭ
Таблица 2.3.
Функции, их характеристика
Требуе
мое
значен
ие
параме
тра
1
2
2. Требования к вторичным цепям
2.1. Потери напряжения в цепи «трансформатор напряжения –
счетчик» не должны превышать от номинального вторичного
напряжения трансформатора напряжения, %
2.2. Счетчик должен быть подключен к ТТ и ТН отдельным
кабелем, защищенным от короткого замыкания (для ТН).
При этом подключение кабеля к электросчетчику должно
быть
проведено
через
испытательную
коробку
(специализированный клеммник), расположенную около
счетчика. Допускается применение единой электрической
цепи для подключения электросчетчиков к одному
трансформатору напряжения при условии обеспечения
защиты всей цепи от несанкционированного доступа
2.3. Подключение токовых обмоток счетчиков к вторичным
измерительным обмоткам трансформаторов тока выполнять
отдельно от цепей релейной защиты и автоматики
2.4. Вторичные измерительные цепи должны быть защищены от
несанкционированного доступа
3. Требования к трансформаторам тока и напряжения
3.1. Измерительные трансформаторы должны удовлетворять
требованиям ПУЭ. Типы трансформаторов тока и напряжения
должны соответствовать требованиям ГОСТ 7746-2001 и ГОСТ
1983-2001, быть внесены в Государственный реестр средств
измерений РФ, иметь действующие свидетельства о поверке и
быть допущены к использованию на объектах ОАО «ФСК ЕЭС».
3.2. Классы точности отдельной обмотки для целей АИИС
КУЭ измерительных трансформаторов тока (напряжения):
Страница 57
0,25
Да
Да
Да
Да
ЗАПОЛНЯЕТСЯ
УЧАСТНИКОМ
Предла Соответств
га-емое
ие
значен требования
ие
м
параме (Да/Частич
тра
но/ Нет)
ссылка на
№
разъяснени
я*
3
4
3.2.1. Для присоединений с уровнем напряжений 110кВ и выше
3.2.2. Для остальных присоединений - не хуже
3.3. Не допускается перегрузка измерительных
трансформаторов во всех эксплуатационных режимах
3.4. Для учета необходимо предусматривать отдельные
вторичные обмотки ТТ и ТН соответствующих классов
точности
3.5. Измерительные трансформаторы, применяемые для
подключения расчетных счетчиков, должны соответствовать
ПУЭ по классу напряжения, электродинамической и
термической стойкости, а также по климатическому
исполнению
3.6. Применение промежуточных трансформаторов тока не
допускается
3.7. Выводы вторичных обмоток измерительных
трансформаторов, используемых в измерительных цепях
коммерческого учета, должны быть защищены от
несанкционированного доступа
3.8. Трансформаторы тока должны устанавливаться в трех фазах
(при новом строительстве)
4. Требования к счетчикам электроэнергии
4.1. Все типы применяемых электросчетчиков должны
проходить метрологические испытания,
должны быть
внесены в Госреестр средств измерений Российской
Федерации, иметь действующие свидетельства о поверке и
поверке и быть допущены к использованию на объектах ОАО
«ФСК ЕЭС».
4.2.
Технические
параметры
и
метрологические
характеристики
электросчётчиков
должны
отвечать
требованиям ГОСТ Р 52323 (для реактивной энергии - ГОСТ
Р 52425).
4.3 Счетчики должны проводить учет активной и реактивной
электроэнергии
4.3.1. Для точек учёта, где возможны перетоки электроэнергии
(приём-отдача), счётчики должны обеспечивать учёт
электроэнергии в обоих направлениях
4.4. Счетчики должны отвечать следующим требованиям:
4.4.1. Класс точности не хуже 0,2S для присоединений с
уровнем напряжений 35 кВ и выше
4.4.1.1. Для присоединений с уровнем напряжений 6-10 кВ и
ниже - не хуже 0,5S
4.4.2. Применять трёхфазные 3-х элементные счетчики с
двумя цифровыми интерфейсами (RS-485 и/или Ethernet).
Страница 58
0,2S
(0,2)
0,5
S
(0,
5)
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Да
Второй цифровой
порт счётчиков
использовать для
организации резервного канала опроса.
4.4.3. Наличие энергонезависимой памяти для хранения
профиля нагрузки с получасовым интервалом на глубину не
менее 35 суток, данных по активной и реактивной
электроэнергии с нарастающим итогом за прошедший месяц, а
также запрограммированных параметров
4.4.4.Обеспечивать измерения 30-минутных и минимальных (не
более 3-х минут) приращений активной и реактивной
электроэнергии
4.4.5. Наличие энергонезависимых часов, обеспечивающих
ведение даты и времени (точность хода не хуже ± 1 с/сут. с
внешней
автоматической
коррекцией
(синхронизацией),
работающей в составе СОЕВ)
4.4.6. Наличие автоматической самодиагностики
Да
Да
Да
Да
4.4.7. Наличие защиты от несанкционированного изменения
параметров
4.4.8. Счетчики должны иметь встроенный дополнительный
источник питания от однофазной сети переменного/постоянного
тока напряжением 220 В и автоматически переключатся на
дополнительный источник питания при исчезновении основного
(резервного) питания
4.4.9. Межповерочный интервал не менее, лет
Да
4.4.10. Средняя наработка на отказ не менее, час.
10
0
00
0
4.4.11. Наличие «Журнала событий», фиксирующего не менее
35 суток время и даты наступления событий
4.5. В «Журнале событий» должны фиксироваться:
Да
4.5.1. Попытки несанкционированного доступа
Да
4.5.2. Связи со счетчиком, приведшие к каким-либо изменениям
данных
4.5.3. Изменения текущих значений времени и даты при
синхронизации времени
4.5.4. Отклонения тока и напряжения в измерительных
цепях от заданных пределов
4.5.5. Отсутствие напряжения при наличии тока в
измерительных цепях
4.6. Счетчики должны обеспечивать работоспособность в
диапазоне температур окружающего воздуха, оС
Да
4.7. Защита от несанкционированного изменения параметров
должна быть обеспечена на программном (логическом) уровне
(установка паролей) и аппаратном (физическом) уровне
(установка пломб, марок и т.п.)
Страница 59
Да
8
Да
Да
Да
-40
+6
0
Да
4.8. Счетчики должны иметь
возможности измерения с
нормируемой
погрешностью:
мгновенную
активную,
реактивную и полную мощность, фазные токи и напряжения,
частоту.
Да
Требования к метрологическому обеспечению АСУ ТП
В рамках данного титула должна быть разработана метрологическая документация
на АСУ ТП следующих ПС:
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
9.
ПС 220 кВ Псоу (для всех ИК),
ПС 220 кВ Дагомыс (для всех ИК),
РП 220 кВ Черноморский (в объёме вновь устанавливаемого оборудования),
ПС 220 кВ Поселковая (в объёме вновь устанавливаемого оборудования),
ПС 500 кВ Вардане (в объёме вновь устанавливаемого оборудования),
ПС 110 кВ Мзымта (для всех ИК),
ПС 110 кВ Веселое (для всех ИК),
ПС 110 кВ Имеретинская (для всех ИК),
ПС 110 кВ Ледовый дворец (для всех ИК),
Метрологическое обеспечение АСУ ТП должно соответствовать требованиям Закона
РФ от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»,
ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
На этапе проведения монтажных и пуско-наладочных работ должна быть проведена
поверка/калибровка (в зависимости от принадлежности измеряемого параметра и,
соответственно, средств измерения (СИ) к сфере Государственного регулирования
обеспечения единства измерений) всех СИ и измерительных каналов (ИК) АСУ ТП.
Измерения параметров независимо от их принадлежности к сфере Государственного
регулирования обеспечения единства измерений (ГР) должны выполняться с
нормированной точностью во всем диапазоне изменения параметра, что определяется
действующими законодательством Российской Федерации, техническими регламентами,
стандартами и другими нормативными документами Государственной системы
обеспечения единства измерений Российской Федерации, отраслевыми НТД (в том числе,
регламентами ОРЭ), ОРД и СТО ОАО «ФСК ЕЭС».
В сфере ГР измерения (за исключением прямых измерений) должны выполняться с
применением аттестованных в установленном в области обеспечения единства измерений
порядке и зарегистрированных в Федеральном реестре методик (методов) измерений
(Федеральном информационном фонде) методик (методов) измерений (МВИ).
Вне сферы ГР измерения (за исключением прямых измерений) должны выполняться
с применением МВИ, аттестованных в установленном в ОАО «ФСК ЕЭС» порядке.
В независимости от отнесения измерений к сфере ГР при разработке МВИ необходимо
руководствоваться ГОСТ 8.563-2009 «ГСИ. Методики (методы) измерений».
Все СИ должны быть утвержденного типа, то есть, зарегистрированы в
Государственном реестре СИ (Федеральном информационном фонде) и аттестованы на
соответствие требованиям ОАО «ФСК ЕЭС».
Метрологическое обеспечение информационно-технологических систем, включая
измерительные каналы, осуществляется в соответствии с
ГОСТ 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные
положения».
Страница 60
Метрологические характеристики СИ должны обеспечивать нормированную точность
измерения параметра во всем диапазоне его изменения.
Конструктивное исполнение СИ должно позволять проводить в процессе всего срока
эксплуатации поверку, калибровку, ТО и ремонт СИ.
Все СИ, применяемые для измерения параметров, относящихся к сфере ГР, должны быть
поверены и иметь действующее свидетельство о поверке и/или поверительное клеймо.
СИ, применяемые для измерения параметров, не относящихся к сфере ГР, должны быть
откалиброваны, иметь действующий сертификат о калибровке, протокол калибровки и/или
калибровочное клеймо.
Для каждого измерительного канала (ИК) должен быть оформлен паспорт-протокол,
содержащий информацию обо всех СИ, входящих в состав ИК, (тип и наименование СИ,
номер в Государственном реестре СИ, метрологические характеристики каждого СИ) и
погрешности измерений ИК в целом.
Комплект документов, необходимых для организации метрологического
обслуживания СИ на этапе их эксплуатации, которые передаются Заказчику после ввода
СИ и ИТС в эксплуатацию, замены или выполнения работ по МО:
 акты ввода в эксплуатацию, акты замены СИ;
 заводской паспорт на СИ (с отметкой о первичной поверке СИ);
 свидетельства о поверке СИ; сертификаты о калибровке, протоколы калибровки;
 для ИТС:
 свидетельство (сертификат) об утверждении типа, описание типа и методика
поверки на ИК, относящихся к сфере ГР; методика калибровки ИК, не
относящихся к сфере ГР;
 свидетельство о поверке измерительных систем (по ИК, относящимся к сфере
ГР), сертификаты калибровки ИК (по ИК, относящимся к сфере ГР);
 аттестованные МВИ с комплектом документов к ним;
 паспорта-протоколы на измерительные каналы.
Страница 61