3. Характеристика объекта автоматизации.

advertisement
ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ
на разработку рабочей документации, выполнение строительно-монтажных и пусконаладочных работ оборудования телемеханики по титулу: «Модернизация СОТИАССО
на объектах ОАО «Янтарьэнерго»» для подстанций: О-4 «Черняховск», О-12 «Южная»,
О-15 «Нестеров», О-18 «Озерки», О-22 «Краснознаменск».
1. Нормативно-технические документы (НТД), определяющие требования к
оформлению и содержанию проектной и рабочей документации:
Нормативные акты федерального уровня:
- Постановление Правительства Российской Федерации от 16.02.2008 №87 «О
составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию»;
- Федеральный закон «Об охране окружающей среды» от 10.01.2002 №7
(действующая редакция);
- Федеральный закон от 21.07.2011 N 256-ФЗ «О безопасности объектов топливноэнергетического комплекса»;
- Федеральный закон Российской Федерации от 22 июля 2008г. N123 - ФЗ
«Технический регламент о требованиях пожарной безопасности».
- ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения»
- ГОСТ Р 21.1101 -2009 «Основные требования к проектной и рабочей документации.
1.1. Отраслевые НТД:
- Правила устройства электроустановок (действующее издание);
- Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (действующее
издание);
1.3.ОРД и НТД ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «Янтарьэнерго», ОАО «ФСК ЕЭС»,
ОАО «СО ЕЭС»:
- «Положение ОАО «Россети» о единой технической политике в распределительном
сетевом комплексе» (утвержденное решением Совета директоров ОАО «Россети» от
23.10.2013 № 138);
- Стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Нормы технологического
проектирования ПС переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ», СТО 5694700729.240.10.028-2009;
- Руководящие указания по выбору объемов телеинформации при проектировании
систем технологического управления электрическими сетями», СТО 56947007-29.240.0342008;
- Общие требования к системам противоаварийной и режимной автоматики,
релейной защиты и автоматики. Телеметрической информации, технологической связи в
ЕЭС России, утвержденные приказом ОАО РАО «ЕЭС России» от 11.02.2008 №57;
- Методические рекомендации по реализации информационного обмена
энергообъектов с корпоративной информационной системой ОАО «СО ЕЭС» по протоколу
ГОСТ Р МЭК 60870-5-104;
- Типовые технические требования по организации обмена информацией с
диспетчерскими центрами и центрами управления сетями РСК от 19.03.2010;
- Программа Модернизации ССПИ на подстанциях ОАО «Янтарьэнерго», утвержденная
28.09.2012
Данный список НТД не является полным и окончательным. При проектировании
необходимо руководствоваться последними редакциями документов, необходимых и
действующих на момент разработки документации.
2. Предусмотреть в составе РД на основании Правил оперативно диспетчерского
управления в электроэнергетике, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 26
декабря 2004 г. №854 с изменениями от 6 мая 2006 г. №279 следующее:
Эксплуатацию оборудования ООО «НПО «Мир»» предоставленного Заказчиком.
При передаче с ПС в пункт управления ЦУС «Янтарьэнерго», и в точки доступа
Филиала ОАО «СО ЕЭС» Балтийское РДУ ЦУС ОАО «Янтарьэнерго» и ПС О-1
«Центральная» технологической информации (РЗА, ПА, АСКУЭ, ТМ и т.п.),
технологическая сеть должна удовлетворять следующим требованиям:
Для организации системы сбора и передачи телеинформации определить комплекс
технических средств телемеханики на ПС 110/10, обеспечивающих выполнение следующих
требований:
- по каждой точке измерения должна быть обеспечена возможность измерения и передачи
значений частоты, напряжения (фазное и линейное), тока, активной и реактивной мощности
по каждой фазе и суммарная величина;
- передаваемая телеинформация должна содержать метки единого астрономического
времени;
- точки измерения на ПС и объем передаваемой телеинформации согласовывать с Филиалом
ОАО "СО ЕЭС" - Балтийское РДУ и ОАО "Янтарьэнерго", при этом должна быть учтена
телеинформация о фактической нагрузке, подключенной к устройствам ПА (кроме АЧР);
- в тракте телеинформации должны использоваться многофункциональные измерительные
преобразователи с классом точности не хуже 0,5, подключаемые к кернам измерительных
трансформаторов класса точности не хуже 0,5;
- для обеспечения единства измерений для системы коммерческого учета и для системы
диспетчерского управления должен использоваться общий многофункциональный
измерительный преобразователь с характеристиками, удовлетворяющими требованиями
обеих систем;
- суммарное время на измерение и передачу телеинформации (телеизмерений,
телесигнализации) с ПС 110/10 кВ в ОАО "Янтарьэнерго" и в Филиал ОАО "СО ЕЭС" Балтийское РДУ не должно превышать 2 секунд. При этом период считывания информации
телеизмерений и телесигнализации (разрешающая способность) на ПС 110/15 кВ не должен
превышать 1 сек.;
- вероятность появления ошибки телеметрической информации должна соответствовать
первой категории систем телемеханики ГОСТ 26.205-88;
- протокол передачи телеинформации должен соответствовать рекомендациям
Международной электротехнической комиссии (IEC) IEC 60870-5-101 или IEC 60870-5-104.
Реализация протокола IEC 60870-5-101 или IEC 60870-5-104 должна быть согласована с
Филиалом ОАО "СО ЕЭС" - Балтийское РДУ;
- организовать передачу телеинформации в Филиал ОАО "СО ЕЭС" - Балтийское РДУ, ЦУС
ОАО "Янтарьэнерго" и на ДП филиалов ОАО "Янтарьэнерго", при этом организовать работу
протокола IEC 101 в ОИК ПЭС ОАО "Янтарьэнерго";
- передача телеинформации в Филиал ОАО "СО ЕЭС" - Балтийское РДУ должна
осуществляться без промежуточной обработки (напрямую), по двум взаиморезервируемым
каналам;
- методы передачи телеинформации должны соответствовать рекомендациям
Международной электротехнической комиссии (МЭК) IEE 60870-5-101 или IEC 60870-5-104,
т.е. система сбора телеинформации энергообъекта должна обеспечивать возможность
спорадической, циклической, периодической и фоновой передачи телеинформации, также
передачу по запросу.
- для подсистем управления автоматизированной системы управления режимами ЕЭС, в том
числе для передачи телеинформации и диспетчерских команд, технологическая сеть связи
должна иметь коэффициент готовности не менее 0,999 и время восстановления не более 11
минут в неделю;
- для подсистем управления, работающих в автоматическом режиме без участия человека,
технологическая сеть связи должна иметь коэффициент готовности и время восстановления,
устанавливаемые требованиями надежности работы этих систем;
- при наличии нескольких работающих подсистем управления общий коэффициент
готовности и время восстановления технологической сети связи должны удовлетворять
требованиям всех этих подсистем;
- для снижения вероятности одновременного повреждения и для обеспечения требуемого
коэффициента готовности основной и резервный канал технологической связи должны
проходить по независимым трассам;
3. Характеристика объекта автоматизации.
Объектами автоматизации в рамках данного технического задания являются ПС 110кВ
О-12 Южная, О-18 Озерки, ПС О-22 Краснознаменск, О-4 Черняховск, О-15 Нестеров.
В настоящее время на указанных ПС используется телемеханические комплексы
«Гранит», МКТ-3. Передача данных ТМ осуществляется по аналоговым низкоскоростным
каналам, в устаревших протоколах обмена. Существующий состав оборудования ТМ
комплексов на ПС не позволяет решать задачи оперативно-диспетчерского управления на
современном уровне, в первую очередь из-за недостаточной информационной емкости,
низких скоростей передачи данных, невозможностью передачи данных в нескольких
направлениях. Кроме того, имеются проблемы связанные с недостаточной надежностью
системы, вызванной физическим износом оборудования ТМ, что приводит к увеличению
стоимости эксплуатации.
О-12 Южная
Показатель
Номинальные напряжения
Конструктивное исполнение ПС и РУ
(открытое, закрытое, КТП, КРУЭ и т.д.)
Количество линий, подключаемых к
подстанции, по каждому РУ
Количество резервных ячеек по
каждому РУ
Количество и мощность силовых
трансформаторов
Значение
110/10 кВ
РУ 110 кВ - закрытое
РУ 10 кВ - открытое
РУ 110 кВ – 2
РУ 10 кВ - 55
РУ 110 кВ - 2
2 шт по 40 МВА
О-18 Озерки
Показатель
Номинальные напряжения
Конструктивное исполнение ПС и РУ
(открытое, закрытое, КТП, КРУЭ и т.д.)
Количество линий, подключаемых к
подстанции, по каждому РУ
Количество резервных ячеек по
каждому РУ
Количество и мощность силовых
трансформаторов
О-22 Краснознаменск
Показатель
Номинальные напряжения
Конструктивное исполнение ПС и РУ
(открытое, закрытое, КТП, КРУЭ и т.д.)
Количество линий, подключаемых к
подстанции, по каждому РУ
Количество резервных ячеек по
каждому РУ
Количество и мощность силовых
трансформаторов
Значение
110/15 кВ
РУ 110 кВ - закрытое
РУ 15 кВ - открытое
РУ 110 кВ – 3
РУ 10 кВ - 13
РУ 110 кВ - 2
2 шт - 10 МВА, 6,3 МВА
Значение
110/15 кВ
РУ 110 кВ - закрытое
РУ 15 кВ - открытое
РУ 110 кВ – 3
РУ 15 кВ - 13
РУ 110 кВ - 2
2 шт – 6,3 МВА, 6,3 МВА
О-4 Черняховск
Показатель
Значение
Номинальные напряжения
110/15/6 кВ
Конструктивное исполнение ПС и РУ РУ 110 кВ - закрытое
(открытое, закрытое, КТП, КРУЭ и т.д.) РУ 15 кВ - открытое
РУ 6 кВ - открытое
Количество линий, подключаемых к РУ 110 кВ – 8
подстанции, по каждому РУ
РУ 15 кВ – 15
РУ 6 кВ - 15
Количество резервных ячеек по РУ 110 кВ - 2
каждому РУ
Количество и мощность силовых 2 шт - 25 МВА, 25 МВА
трансформаторов
О-15 Нестеров
Показатель
Номинальные напряжения
Конструктивное исполнение ПС и РУ
(открытое, закрытое, КТП, КРУЭ и т.д.)
Количество линий, подключаемых к
подстанции, по каждому РУ
Количество резервных ячеек по
каждому РУ
Количество и мощность силовых
трансформаторов
Значение
110/15 кВ
РУ 110 кВ - закрытое
РУ 15 кВ - открытое
РУ 110 кВ – 8
РУ 15 кВ - 15
РУ 110 кВ - 2
2 шт - 16 МВА, 10 МВА
3.1. Требования к устройству контролируемого пункта (КП) телемеханики:
 Контролируемый пункт (КП) должен быть выполнен на базе программируемого
промышленного контроллера.
 КП должен обеспечивать возможность сопряжения с измерительными
преобразователями, оборудованными соответствующими интерфейсами RS-232 и RS485, а также устройствами цифровых релейных защит – по различным протоколам
обмена: Modbus, МЭК103, МЭК68150 и др.
 Устройство КП должно иметь гибко конфигурируемую, наращиваемую, модульную
структуру, позволяющую строить распределенную систему сбора телемеханической
информации на энергообъекте;
 Возможность одновременной передачи телемеханической информации на различные
уровни диспетчерского управления в 3-х и более направлениях, с поддержкой
различных форматов и протоколов МЭК IEC 60870-5-101, МЭК IEC 60870-5-104 по
основному и резервному каналам связи;
 Вероятность появления ошибки телеинформации должна соответствовать первой
категории систем телемеханики ГОСТ 26.205-88;
 При передаче телеинформации в соответствии с протоколом IЕС 60870-5-101
скорость обмена должна быть до 9,6 Кбит/с;
 При передаче телеинформации в соответствии с протоколом IEC 60870-5-104 на базе
протокола TCP/IP скорость обмена должна быть не менее 64 Кбит/с;
 Передача телеинформации в диспетчерские центры должна осуществляться без
промежуточной обработки (напрямую).
 Объем телеинформации (ТС, ТИ, ТУ) определить исходя из количества
присоединений по всем РУ, с учетом резерва развития, а также с учетом требований
Системного оператора по Программе модернизации ССПИ ОАО «Янтарьэнерго» - п.
1.3.2.

Возможность наращивания информационного объема путем добавления
соответствующих модулей при дальнейшем расширении системы;
 Возможность выбора напряжения коммутации датчиков ТС (=24 В, =220 В) в
соответствии с рекомендациями по защите от электромагнитных помех.
Предусмотреть гальваническую развязку от ЩПТ постоянного тока подстанции.
 Надежную выдачу сигналов телеуправления с возможностью обработки
предварительных команд телеуправления устройством КП;
 Первичную обработку информации и возможность настройки параметров обработки
(фильтрация, дребезг контактов) на уровне устройств ввода-вывода;
 Гибкое конфигурирование и настройку устройств;
 Возможность поэтапного внедрения в существующие системы телемеханики;
 Аппаратную защиту от сбоев программного обеспечения устройства;
 Автоматическую самодиагностику функционально важных узлов, каналов связи и
сигнализацию неисправностей;
 Возможность оперативного изменения настроек (список сигналов, протокол передачи,
скорость передачи) специалистами Заказчика в ходе эксплуатации;
Требуемые эксплуатационные характеристики:
 Режим функционирования – непрерывный.
 Питание - однофазная сеть переменного тока − 220 В, 50 Гц.
 Устройство КП должно быть оснащено источниками бесперебойного электропитания,
обеспечивающими время работы не менее 2-х часов при пропадании напряжения
питающей сети.
 Система питания должна выдерживать отклонения напряжения − от 180 В до 240 В,
частоты переменного тока – от 46 Гц до 52,5 Гц;
 Потребляемая мощность − не более 350 ВА.
 Группа климатического исполнения − В2.
 Допустимый диапазон температур окружающего воздуха – 5 ÷ 35 °C;
 Допустимая относительная влажность – 10 ÷ 75 % (при 30 °C).
Устройство КП должно удовлетворять следующим показателям надежности:
 Средняя наработка на отказ по каждому каналу для каждой функции при нормальных
условиях эксплуатации не менее 18000 часов;
 Гарантийный срок - 36 мес.;
 Полный средний срок службы – не менее 12 лет.
3.2. Требования к измерительным преобразователям
 погрешность измерения основных электрических параметров - не хуже 0,5 %;
 ИП должны функционировать в условиях подстанции с высоким уровнем
электромагнитных полей.
При использовании многофункциональных измерительных приборов (МИП), они
должны дополнительно удовлетворять следующим техническим требованиям:
 время измерения величин измерительным преобразователем - 0,2 - 0,6 с.;
 частота обновления измеряемых/вычисляемых параметров на выходе прибора – не
менее одного раза в секунду;
 По каждой точке измерения должно быть обеспечено получение параметров
напряжения (фазного и линейного), тока, частоты, активной и реактивной мощности
по каждой фазе и суммарная величина.
3.3. Требования к стандартизации и унификации
Программно-технические средства, входящие в состав системы телемеханики, должны
быть серийными и унифицированными.
Для необходимой интеграции с АСДУ ОАО «Янтарьэнерго», обеспечения необходимого
уровня эксплуатационного обслуживания без увеличения численности персонала, затрат на
его переобучение, оптимизации затрат на приобретение ранее не использовавшегося ЗИПа,
при телемеханизации объектов по настоящему ТЗ использовать технические решения,
успешно применяемые в ОАО «Янтарьэнерго».
Представить решения по интеграции комплекса телемеханики в АСУТП подстанции в
целях информационного обмена систем ТМ, РЗА, ПА, АИИС КУЭ, мониторинга и
диагностики состояния основного оборудования и инженерных систем подстанции, на
основе стандартных протоколов МЭК.
3.4. Требования к защите информации
Устройство КП должны иметь исчерпывающую защиту от несанкционированного
доступа, гибкую систему администрирования прав пользователей с использованием
программных и аппаратных средств.
- организацию системы гарантированного электропитания 48 В постоянного тока и 220 В
переменного тока для всех систем телемеханики с обеспечением непрерывной работы
при отсутствии внешнего энергоснабжения не менее 6 часов.
4. Строительно-монтажные и пуско-наладочные работы выполнить на оборудовании ООО
«НПО «Мир»» предоставленном Заказчиком в соответствии с согласованной с Заказчиком
рабочей документацией.
Согласовано:
Заместитель главного инженераначальник ДОТУ
И.Н. Кузинкин
Начальник службы СДТУ ДОТУ
П.Г. Гранишевский
Разработал:
Нач. производственной лаборатории ССДТУ ДОТУ
В.В. Бондарев
Скачать