WWW.MASH.DOBROTA.BIZ
БЕСПЛАТНАЯ  ИНТЕРНЕТ  БИБЛИОТЕКА - онлайн публикации
 

«от 19.01.2017 № 17р ВРЕМЕННЫЕ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ. ТИПОВОЙ ПЕРЕЧЕНЬ СИГНАЛОВ, РЕГИСТРАЦИЯ, АРХИВИРОВАНИЕ, ОТОБРАЖЕНИЕ ...»

Приложение 2

к распоряжению ПАО «РусГидро»

от 19.01.2017 № 17р

ВРЕМЕННЫЕ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ. ТИПОВОЙ

ПЕРЕЧЕНЬ СИГНАЛОВ, РЕГИСТРАЦИЯ,

АРХИВИРОВАНИЕ, ОТОБРАЖЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ

ИНФОРМАЦИИ. ТИПОВЫЕ ФОРМЫ. НОРМЫ И

ТРЕБОВАНИЯ

Содержание 1 Общие положения………………………………………………………… 1 2 Нормативные ссылки……………………………………………………... 2 3 Термины и определения………………………………………………….. 4 4 Сокращения……………………………………………………………….. 7 5 Требования к источникам и видам технологической информации, регистрируемой в АСУ ТП. Перечень типовых режимов и параметров регистрации.……..………………………………………………………… 9 6 Требования к составу и объемам регистрируемой в АСУ ТП ГЭС информации……………………………………………………………….. 10

6.1 Требования к составу и характеристикам технологической информации.…………………………………………………………. 10

6.2 Требования кисточникам сигналов и составу информации, необходимым для выполнения задач диспетчерского и технологического управления ГЭС………………………………… 11

6.3 Требования к типовому составу сигналов и оценке объемов информации, используемой для целей технологического и диспетчерского управления ГЭС…………………………………… 14 7 Требования к архивам в ПТК АСУ ТП ГЭС…………………………….. 14



7.1 Требования к составу и объемам архивируемой информации…… 14

7.2 Требования к режимам архивирования и временным характеристикам архивов данных.…………………………………. 15

7.3 Требования к защите архивных данных от несанкционированного доступа………………………………………………………………. 17

7.4 Требования к организации доступа и просмотра архивов……….. 18 8 Технические требования, определяющие количество, вид и информационную наполняемость АРМ персонала ГЭС……………… 18

8.1 Требования к системе графического отображения информации на средствах индивидуального и коллективного пользования посредством ПТК АСУ ТП.………………………………………… 18

8.2 Требования к составу типовых графических форм отображения информации.…………………………………………………………. 19

8.3 Требования к информационному наполнению типовых графических форм отображения информации…………………………………… 21

8.4 Единые требования к графическому исполнению мнемосхем…... 30

8.5 Типовой состав исходных данных предоставляемых Заказчиком для разработки системы графического отображения информации………………………………………………………….. 36 Приложение А (рекомендуемое) Типовой состав сигналов АСУ ТП ГЭС..……………………………………………… 37 II

ВРЕМЕННЫЕ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ

ПАО «РусГидро»

АВТОМАТИЗИРОВАННЫЕ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ

ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ПРОЦЕССАМИ. ТИПОВОЙ

ПЕРЕЧЕНЬ СИГНАЛОВ, РЕГИСТРАЦИЯ,

АРХИВИРОВАНИЕ, ОТОБРАЖЕНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ

ИНФОРМАЦИИ. ТИПОВЫЕ ФОРМЫ. НОРМЫ И

ТРЕБОВАНИЯ

–  –  –

Общие положения

1.1 Настоящие Временные методические указания (далее – Методические указания) являются локальным нормативным документом ПАО «РусГидро», устанавливающим требования к автоматизированным системам управления технологическими процессами гидроэлектростанций (АСУ ТП ГЭС) в части перечня сигналов, поступающих в АСУ ТП ГЭС, состава и объема сигналов для архивирования и отображения информации, типовых форм представления персоналу ГЭС информации, необходимой для контроля и управления работой гидроэлектростанции и для принятия управленческих решений в нормальных и аварийных режимах .



1.2 Методические указания предназначены для обязательного применения в ПАО «РусГидро» и в его филиалах .

1.3 Требования Методических указаний обязаны выполнять любые сторонние организации и физические лица, выполняющие работы (оказывающие услуги) в области их применения по договорам с ПАО «РусГидро» и (или) с его филиалами .

1.4 Обязательность применения требований и норм Методических указаний для всех поименованных выше субъектов ограничена их деятельностью на объектах, расположенных в Российской Федерации, владельцами или инвесторами (застройщиками) которых являются ПАО «РусГидро» .

1.5 Требования Методических указаний обязательны к применению при проектировании АСУ ТП ГЭС, ее изготовлении, вводе в действие при новом строительстве и реконструкции объектов ГЭС .

1.6 При расхождении требований Методических указаний с требованиями иных локальных нормативных документов ПАО «РусГидро», выпущенной до их утверждения, необходимо руководствоваться требованиями Методических указаний .

1.7 При вводе в действие (внесении изменений) в нормативные правовые и (или) нормативные технические акты, требования которых отличаются от приведенных в Методических указаниях, следует руководствоваться требованиями вновь введенных (измененных) документов до внесения в Методические указания соответствующих изменений .

Нормативные ссылки В настоящих Методических указаниях использованы нормативные ссылки на следующие федеральные законы, законодательные акты, стандарты:

Федеральный закон от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений»

Федеральный закон от 21.07.1997 № 117-ФЗ «О безопасности гидротехнических сооружений»

Федеральный закон от 26.03.2003 № 35-ФЗ «Об электроэнергетике»

Постановление Правительства Российской Федерации от 28.10.2009 № 846 «Об утверждении Правил расследования причин аварий в электроэнергетике»

Правила устройства электроустановок, утвержденные Главтехуправлением и Госэнергонадзором Минэнерго СССР 10.12.1979 (6-ое издание) ГОСТ 2.601-2013 Единая система конструкторской документации .

Эксплуатационные документы ГОСТ 15467-79 Управление качеством продукции. Основные понятия .

Термины и определения ГОСТ 16504-81 Система государственных испытаний продукции .

Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения ГОСТ 17703-72* Аппараты электрические коммутационные. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ 18322-78 Система технического обслуживания и ремонта техники .



Термины и определения ГОСТ 19431-84 Энергетика и электрификация. Термины и определения ГОСТ 19919-74 Контроль автоматизированный технического состояния изделий авиационной техники. Термины и определения ГОСТ 20911-89 Техническая диагностика. Термины и определения ГОСТ 23887-79 Сборка. Термины и определения ГОСТ 25866-83 Эксплуатация техники. Термины и определения ГОСТ 28853-90 Установки, приборы, устройства, блоки, модули функциональные агрегатного комплекса технических средств для локальных информационно-управляющих систем (КТС ЛИУС). Общие технические требования ГОСТ 34.003-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения ГОСТ Р 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения ГОСТ Р 56303-2014 Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление .

Нормальные схемы электрических соединений объектов электроэнергетики .

Общие требования к графическому исполнению СТО 17330282.27.010.001-2008 Электроэнергетика. Термины и определения СТО 17330282.27.140.009-2008 Автоматизированные системы управления технологическими процессами ГЭС и ГАЭС. Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования СТО 17330282.27.140.010-2008 Автоматизированные системы управления технологическими процессами ГЭС и ГАЭС. Условия создания .

Нормы и требования СТО РусГидро Автоматизированные системы 02.02.87-2013 управления технологическими процессами. Условия создания .

Представление информации персоналу. Нормы и требования П р и м е ч а н и е - при пользовании Методическими указаниями целесообразно проверить действие ссылочных документов в информационной системе общего пользования; стандартов – на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информационному указателю "Национальные стандарты", который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании Методическими указаниями следует руководствоваться замененным (измененным) документом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку .

Термины и определения В настоящих Методических указаниях применены понятия в соответствии с их значениями, установленными Федеральным законом от 26.06.2008 № 102-ФЗ, Федеральным законом от 21.07.1997 № 117-ФЗ, Федеральным законом от 26.03.2003 № 35-ФЗ, Постановлением Правительства РФ от 28.10.2009 № 846, термины – по ГОСТ 2.601-2013, ГОСТ Р 27.002-89, ГОСТ 34.003-90, ГОСТ 15467-79, ГОСТ 16504-81, ГОСТ 17703-72, ГОСТ 18322-78, ГОСТ 19431-84, ГОСТ 19919-74, ГОСТ 20911-89, ГОСТ 28853-90, ГОСТ 25866-83, ГОСТ 23887-79, СТО 17330282.27.010.001-2008, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1 аварийный режим работы оборудования: Режим работы оборудования, характеризующийся параметрами, выходящими за пределы требований технических регламентов и иных обязательных требований, и ведущий к угрозе повреждения оборудования .

3.2 аварийный (или предупредительный) сигнал: Сигнал, которому присвоен статус аварийного (или предупредительного) .

3.3 аварийное событие: Изменение состояния совокупности сигналов, характеризующих состояние технической системы, и опознаваемое логикой автоматизированной системы управления как аварийное .

П р и м е ч а н и е - аварийное событие характеризуется совокупностью аварийных и предупредительных сигналов .

авария: Технологические нарушения на объекте 3.4 электроэнергетики, приведшие к разрушению или повреждению зданий, сооружений и (или) технических устройств (оборудования) объекта электроэнергетики, неконтролируемому взрыву, пожару и (или) выбросу опасных веществ, отклонению от установленного технологического режима работы объектов электроэнергетики, нарушению в работе релейной защиты и автоматики, автоматизированных систем оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике или оперативно-технологического управления либо обеспечивающих их функционирование систем связи, полному или частичному ограничению режима потребления электрической энергии (мощности), возникновению или угрозе возникновения аварийного электроэнергетического режима работы энергосистемы .

3.5 автоматизированная система: Система, состоящая из персонала и комплекса средств автоматизации его деятельности, реализующая информационную технологию выполнения установленных функций .

3.6 автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП): Автоматизированная система, объектом управления которой является технологический процесс .

3.7 автоматизированное рабочее место (АРМ): Программнотехнический комплекс автоматизированной системы, предназначенный для автоматизации деятельности определенного вида .

3.8 архивированная (архивная) информация (архив): Сохраненная в базе данных информация зарегистрированных параметров и событий АСУ ТП для обеспечения возможности оперативного и ретроспективного анализа состояния и режимов работы оборудования .

3.9 база данных (БД): Совокупность специально организованных хранимых данных, относящихся к определенному объему или кругу деятельности, обновляемых и логически связанных между собой .

3.10 гидроэлектростанция (ГЭС): Электростанция, преобразующая механическую энергию воды в электрическую энергию .

3.11 датчики: Технические средства, предназначенные для измерения и преобразования технологических параметров (напряжение, ток, частота, мощность, давление, уровень, температура, перемещение и др.) в измерительную информацию (в виде унифицированных аналоговых сигналов или дискретных сигналов, либо в цифровой форме), пригодную для использования в АСУ ТП .

3.12 диалог: Последовательность диалоговых окон, выводимых на экран монитора и предназначенных для вывода информации и (или) получения ответа от пользователя П р и м е ч а н и е - диалоговое окно это специальный элемент интерфейса, окно в графическом пользовательском интерфейсе, предназначенное для вывода информации и (или) получения ответа от пользователя

3.13 квитирование: Подтверждение приема аварийного или предупредительного сигнала оператором путем нажатия на соответствующий этому сигналу мнемознак .

3.14 коммутационный аппарат (КА): Электрический аппарат, предназначенный для коммутации электрической цепи и проведения тока

3.15 мнемознак: Условное статическое или динамическое графическое изображение на мнемосхеме контролируемого оборудования (объекта) .

3.16 мнемосхема (схема в мнемонической форме): Графическая модель, отображающая динамически изменяющуюся схему управляемого оператором объекта на АРМ или на средствах отображения коллективного пользования (мнемощит, видеостена) .

3.17 мониторинг: Непрерывное наблюдение и регистрация параметров состояния и функционирования контролируемого объекта с помощью средств автоматизации .

3.18 оперативный персонал гидроэлектростанции: Штатные дежурные работники организации собственника (эксплуатирующей организации), уполномоченные на выдачу и выполнение команд по управлению энергетическим режимом конкретной ГЭС, а также на непосредственное воздействие на органы управления гидроагрегатами этой ГЭС .

3.19 оператор: Работник из числа оперативного персонала, управляющий техническими средствами и оборудованием АСУ ТП .

3.20 программно-технический комплекс (ПТК): Совокупность средств вычислительной техники, программного обеспечения и средств создания и заполнения машинной информационной базы при вводе автоматизированной системы в действие, достаточных для выполнения одной или более задач системы .

3.21 сигнал: Материальный носитель информации, используемый для передачи сообщений (событий) .

П р и м е ч а н и е - сигналом может быть любой физический процесс, параметры которого изменяются в соответствии с передаваемым сообщением. К примеру, существуют аналоговые сигналы, дискретные сигналы .

3.22 система: Совокупность элементов, объединенная связями между ними и обладающая определенной целостностью .

3.23 система регистрации аварийных событий и процессов (РАС):

Функциональная подсистема АСУ ТП или автономная система для станций, не оснащенных АСУ ТП, обеспечивающая выполнение функций регистрации, архивирования и отображения информации о процессах возникновения, развития и ликвидации аварийных ситуаций в главной схеме станции и прилегающих участках сетей .

3.24 событие: Изменение состояния сигнала или совокупности сигналов, характеризующих состояние технической системы .

П р и м е ч а н и е - к событиям относятся команды управления, действия оператора, изменения состояний объектов управления, моменты выхода параметров за допустимые пределы, действия устройств сигнализации, неисправности, действия устройств релейной защиты и автоматики, переключения режимов работы оборудования и автоматических устройств с помощью оперативных элементов управления и ПТК АСУ ТП, работа АВР и др .

Сокращения АБ – аккумуляторная батарея;

АВР – автоматический ввод резерва;

АИИС КУЭ – автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электорэнергии;

АПТ – автоматическое пожаротушение;

АРМ – автоматизированное рабочее место;

АРВ – автоматический регулятор возбуждения;

АРЗ – аварийно-ремонтный затвор;

АРЧМ – автоматческое регулирование частоты и мощности;

АС – аварийное событие;

АСУ ТП – автоматизированная система управления технологическими процессами;

АТ– автотрансформатор;

АТС – автоматические телефонные станции;

АУВ – автоматика управления выключателем;

ВЛ – воздушная линия;

ВН, СН, НН – (высшее, среднее, низшее) напряжение;

ВОЛС – волоконно-оптическая линия связи;

ВЧ – высокая частота;

ГА – гидроагрегат;

ГАЭС – гидроаккумулирующая электростанция;

ГРАМ – групповое регулирование активной мощности;

ГРНРМ – групповое регулирование реактивной мощности и напряжения;

ГЩУ – главный щит управления;

ГЭС – гидроэлектростанция;

ЗРУ – закрытое распределительное устройство;

ЗУ– зарядное устройство;

ИБП – источник бесперебойного питания;

КА – коммутационные аппараты;

КИВ – контроль изоляции вводов;

КРУ – комплектное распределительное устройство;

КРУЭ – комплектное распределительное устройство элегазовое;

КПД – коэффициент полезного действия;

КСТСБ – комплекс систем технических средств безопасности;

ЛЭП – линия электропередачи;

МП – микропроцессорное;

МП РЗА – микропроцессорное устройство релейной защиты и автоматики;

ОБ – оперативная блокировка;

ОДС – оперативно-диспетчерская связь;

ОДУ – объединенное диспетчерское управление;

ОМП – определение места повреждения;

ОПУ – общестанционный пульт управления;

ОРУ – открытое распределительное устройство;

ОС – охранная сигнализация;

ОТС – оперативное технологическое событие;

ПА – противоаварийная автоматика;

ПБВ – переключение без возбуждения;

ПКЭ – показатели качества электроэнергии;

ППУ – подстанционный пульт управления;

ПС – предупредительное событие;

ПТК – программно-технический комплекс;

ПТС – производственно-техническая служба;

РАС – регистрация аварийных событий;

РДУ – региональное диспетчерское управление;

РЗА – релейная защита и автоматика;

РПН – регулирование под нагрузкой;

РУ– распределительное устройствво;

САУ – система автоматизированного управления;

СОЕВ – система обеспечения единого времени;

СКУД – система контроля и управления доступом;

СМО – служба мониторинга оборудования;

СМПР - система мониторинга переходных режимов;

СОП – система охранной сигнализации периметра;

СОПТ– система оперативного постоянного тока;

СОС – система охранной сигнализации зданий;

СПС – система пожарной сигнализации;

СТСУ – служба технологических систем управления;

Т – трансформатор;

ТГ – блок трансформатор-гидроагрегат(ы);

ТИ – телеизмерения;

ТН – трансформатор напряжения;

ТС – телесигнализация;

ТСН – трансформатор собственных нужд;

ТТ – трансформатор тока;

ТУ – телеуправление;

УАТС – учрежденческая автоматическая телефонная станция;

УПАСК – устройство передачи аварийных сигналов и команд;

УСО – устройство связи с объектом;

УСПД – устройство связи и передачи данных;

ШАОТ – шкаф автоматического управления охлаждением трансформатора;

ШОН – шкаф отбора напряжения;

ЩПТ – щит постоянного тока;

ЩСН – щит собственных нужд;

Требования к источникам и видам технологической информации, регистрируемой в АСУ ТП. Перечень типовых режимов и параметров регистрации

5.1 Состав технологической информации, обрабатываемой АСУ ТП

ГЭС в общем виде, должен включать следующие данные:

измеряемые и вычисляемые параметры, характеризующие текущий режим и состояние контролируемого и управляемого оборудования, зданий, сооружений, водного объекта;

измеряемые и вычисляемые параметры, характеризующие параметры вырабатываемой электроэнергии, включая данные коммерческого и технического учёта электроэнергии, контроля качества электроэнергии, измеряемые счетчиками (при наличии технической возможности);

параметры, характеризующие текущий режим и состояние технических средств подсистем и систем АСУ ТП и других автономных технических систем;

статусные сигналы (недостоверность выдаваемой информации, неисправности, потеря сигнала единого времени и т.д.);

специальная информация (осциллограммы, информация об уставках, временные срезы и т.п.);

директивы управления (включая плановые графики, диспетчерские команды), изменения органов настройки, квитирования сигнализации;

отчётная информация (суточные ведомости, сводные макеты и т.д.) .

Состав получаемых сигналов должен определяться и согласовываться с техническими службами Главного инженера ГЭС на этапе проектирования .

5.2 От МП устройств РЗА, не интегрированных в САУ ОРУ/ЗРУ/КРУЭ/ГА/ТГ, в АСУ ТП должна передаваться цифровая информация, включающая данные о срабатывании, пуске, неисправности, самодиагностике, осциллограммы и результаты ОМП .

Требования к составу и объемам регистрируемой в АСУ ТП ГЭС информации

6.1 Требования к составу и характеристикам технологической информации 6.1.1 Состав и характеристики технологической информации должны обеспечивать наблюдаемость и управляемость контролируемой ГЭС в объеме, определяемом конкретными задачами оперативно-диспетчерского и оперативно-технологического управления .

6.1.2 Средства АСУ ТП ГЭС при сборе информации и управлении, должны иметь возможность обработки трех типов сигналов:

сигналы событий и сигнализации – ТС. К сигналам событий относятся команды управления, действия оператора, изменения состояний объектов управления, моменты выхода параметров за допустимые пределы, действия устройств сигнализации, неисправности, действия устройств релейной защиты и автоматики, переключения режимов работы оборудования и автоматических устройств с помощью оперативных элементов управления и ПТК АСУ ТП, работа АВР и др. К сигналам сигнализации относятся сигналы событий, которым присвоен статус аварийных или предупредительных в АСУ ТП;

сигналы телеизмерений текущих значений параметров, характеризующих режим ГЭС и состояние оборудования ГЭС – ТИ;

сигналы телеуправления (команды управления) коммутационными аппаратами и устройствами ГЭС – ТУ .

Каждый сигнал должен быть снабжен меткой единого времени его возникновения, синхронизированной с СОЕВ АСУ ТП .

6.1.3 Средства АСУ ТП ГЭС должны обеспечивать сбор технологической информация, формируемой в виде файлов (графики, отчёты, макеты, осциллограммы и т.д.) .

6.2 Требования к источникам сигналов и составу информации, необходимым для выполнения задач диспетчерского и технологического управления ГЭС 6.2.1 Источники аналоговых сигналов .

6.2.1.1 Источниками сигналов режимных параметров должны являться непосредственно измерительные трансформаторы тока и трансформаторы напряжения. Информация от этих источников (ТТ и ТН) должна оцифровываться в устройствах АСУ ТП с присвоением метки единого времени, синхронизированной с СОЕВ АСУ ТП .

6.2.1.2 Сигналы от датчиков технологических величин (например, неэлектрической природы - температура масла, температура воды, давление элегаза, температурный контроль в помещениях, метеоданные и т.п.), а также специализированные сигналы от электрооборудования допускается вводить при помощи унифицированных аналоговых сигналов постоянного тока (4 – 20 мА) или напряжения (+/-10 В). При этом для измерений токов в системе оперативного постоянного тока используются соответствующие шунты. В отдельных случаях, по согласованию с Заказчиком, допускается применять датчики, использующие для выдачи сигналов другие диапазоны, в том числе выдающие унифицированные аналоговые сигналы постоянного тока (0 – 5 мА,+/- 5 мА) .

6.2.1.3 Предусматривается два способа подключения сигналов в

АСУ ТП:

контрольным кабелем – непосредственно в устройства нижнего уровня АСУ ТП (модули УСО контроллеров);

в цифровом виде – посредством информационного обмена с локально-автономными комплексами, отдельными устройствами и системами .



6.2.1.4 Класс точности измерительных преобразователей должен быть не хуже 0,5, точность измерителей частоты должна быть ±0,01 Гц .

6.2.1.5 Ввод аналоговых сигналов в АСУ ТП ГЭС допускается двумя способами: по аппертуре и периодически. Период обновления информации на АРМ пользователей должен составлять не более 1с .

6.2.1.6 Апертуры аналоговых сигналов должны составлять не более 0,5% от номинала измерительных трансформаторов для тока, напряжения и мощности 0,01% от номинала для частоты .

Средства измерений электрических величин должны удовлетворять основным требованиям в соответствии с гл. 1.6 Правил устройства электроустановок .

6.2.1.7 Для аналоговых сигналов, в том числе и расчетных (виртуальных), должны иметься возможности выставления уставок по действующему значению для формирования предупредительной и аварийной сигнализации. Срабатывание по уставке должно фиксироваться в архиве событий .

6.2.1.8 Аналоговые сигналы должны сопровождаться признаком достоверности. Недостоверность должна фиксироваться отдельно по каждому измерительному каналу и квалифицироваться как событие .

6.2.1.9 Аналоговые сигналы могут иметь признак «канал отключен» .

Признак должен фиксироваться, когда значение сигнала не может быть получено, так как измерительный канал или источник параметра отключен вручную .

6.2.1.10 Аналоговые сигналы могут сопровождаться признаком ручного ввода. Признак должен фиксироваться, когда значение сигнала введено вручную в системе .

6.2.2 Источники сигналов событий и сигнализации (ТС) .

6.2.2.1 Источниками сигналов событий и сигнализации (ТС) должны являться:

блок-контакты и концевые выключатели силовых коммутационных аппаратов (высоковольтных выключателей, отделителей, короткозамыкателей, разъединителей и заземляющих ножей, тележек выкатных элементов КРУ, автоматических выключателей ЩСН и ЩПТ);

контакты реле схемы управления и автоматики коммутационных аппаратов;

контакты выходных реле автономных устройств и подсистем (РЗА, инженерных и вспомогательных систем ГЭС) .

6.2.2.2 Источниками сигналов событий и сигнализации могут быть также интеллектуальные МП устройства информационно-технологических систем, установленные на ГЭС, в том числе терминалы РЗА, средства систем контроля и управления, мониторинга и диагностики основного оборудования, оборудование связи, телемеханики и т.д .

6.2.2.3 Предупредительная и аварийная сигнализация предназначена для инициативного извещения оперативного персонала о возникновении нарушений в ходе технологического процесса (авария, аварийная ситуация) .

Все сигналы должны автоматически выводиться на экраны мониторов, наиболее важные могут дублироваться на индивидуальных табло в виде соответствующих мнемознаков на экранах процессов .

К сигналам сигнализации относятся:

сигналы выхода за установленные пределы значений технологических параметров;

сигналы срабатывания устройств РЗА;

сигналы обнаружения неисправностей технических средств, исчезновения электропитания и т.п.;

сигналы о действии блокировок, АВР источников электропитания, об изменении положения коммутационных аппаратов, происходящем без команд от оперативного и диспетчерского персонала;

сигналы от инженерных и вспомогательных систем ГЭС, в том числе срабатывания охранной и пожарной сигнализации .

6.2.2.4 Дискретные сигналы могут поступать в устройства АСУ ТП ГЭС как в виде «сухого» контакта, так и в цифровом коде, при этом в первом случае метка времени сигналам присваевается при оцифровывании в устройствах (модулях, контроллерах) АСУ ТП, во втором - может быть получена от источника сигнала в цифровом коде. В обоих случаях, метка времени должна быть синхронизированной с СОЕВ АСУ ТП .

6.2.2.5 Дискретные сигналы должны сопровождаться признаками, характеризующими качество сигнала, такими как: недостоверность, неисправность, неопределенность. Число признаков может быть увеличено .

6.2.2.6 Дискретные сигналы могут иметь признак «канал отключен» .

Признак должен фиксироваться, когда значение сигнала не может быть получено, так как измерительный канал или источник параметра отключен вручную .

6.2.2.7 Дискретные сигналы могут сопровождаться признаком ручного ввода. Признак должен фиксироваться, когда значение сигнала введено вручную в системе .

6.2.2.8 В АСУ ТП ГЭС должна быть обеспечена возможность групповой сигнализации, сигналы которой формируются по какому-либо признаку, например, обобщающие заранее заданный набор сигналов, относящихся к одному присоединению, одному распределительному устройству и т.п .

Обобщенные сигналы аварийно-предупредительной 6.2.2.9 сигнализации должны формироваться либо в устройствах нижнего уровня АСУ ТП ГЭС путем логической обработки вводимых в ПТК первичных сигналов, либо путем сборки в цепях вторичной коммутации схем типа «ИЛИ» .

6.2.2.10 Должна быть обеспечена возможность дублирования информационных каналов для передачи аварийных сигналов. Аварийные сигналы, передающиеся в цифровом виде, могут быть дублированы передачей контрольным кабелем при техническом обосновании такой возможности .

6.2.3 Должен быть предусмотрен ручной ввод информации о выведении оборудования в ремонт, об установке диспетчерских плакатов, плакатов безопасности, об установке переносных заземлений .

6.3 Требования к типовому составу сигналов и оценке объемов информации, используемой для целей технологического и диспетчерского управления ГЭС Типовой состав сигналов, регистрируемый в АСУ ТП ГЭС для целей технологического и диспетчерского управления ГЭС, должен предоставлять пользователю системы полную информацию о состоянии и режиме работы ГЭС .

Типовой состав сигналов, вводимых в ПТК АСУ ТП, приведен в Приложении А .

Приведенные в приложении объемы сигналов не являются исчерпывающими и должны уточняться и дополняться на этапе проектирования в зависимости от технических характеристик и режимов работы конкретной ГЭС, типа оборудования и архитектуры построения АСУ ТП, а также других локально-автономных комплексов и систем, интегрируемых в АСУ ТП .

7 Требования к архивам данных в ПТК АСУ ТП ГЭС

7.1 Требования к составу и объемам архивируемой информации Архивирование и хранение информации является одной из основных функций программно-технического комплекса автоматизированной системы управления технологическим процессом ГЭС .

Данная функция предназначена для накопления и последующего представления оперативному и другому персоналу данных об истории протекания технологических процессов, работе автоматики, действиях оператора.

Все регистрируемые в АСУ ТП ГЭС параметры и события, в соответствии с пунктом 6 настоящих Методических указаний, подлежат длительному хранению в виде баз данных (архивов) для ретроспективного анализа состояния и режимов работы оборудования ГЭС, в том числе:

значения измеряемых аналоговых сигналов;

значения дискретных сигналов;

изменение состояния (дискретные события) дискретных сигналов;

выход параметров за аварийные и предупредительные уставки и вхождение их в норму;

осциллограммы аварийных процессов;

команды управления;

диагностическая информация по силовому электрооборудованию;

информация от смежных систем (АИИС КУЭ, РЗА, инженерных систем и других);

работа устройств технологических защит;

переключения режимов работы оборудования и автоматических устройств с помощью оперативных элементов управления;

системные события, формируемые внутри АСУ ТП (в том числе информация самодиагностики по программным и техническим средствам ПТК);

команды на снятие и восстановление блокировки;

все действия персонала по управлению оборудованием ГЭС и обслуживанию ПТК АСУ ТП со всех средств управления, в том числе:

история изменения мнемосхем;

история внесения изменений в контуры управлений, в алгоритмы последовательного управления, алгоритмы защит и блокировок, в отчеты и расчетные алгоритмы;

истории изменений уставок сигнализации, блокировок и защит;

история загрузок прикладного программного обеспечения в контроллеры, комплектные системы автоматического управления .

7.2 Требования к режимам архивирования и временным характеристикам архивов данных 7.2.1 Общие положения .

Объем архива в БД должен обеспечивать хранение всей перечисленной в 7.1 информации не менее пяти лет по всем регистрируемым параметрам .

Информация, записываемая в архив, должна иметь метку времени с разрешающей способностью не хуже чем 1 мс и присвоенной в месте ввода информации в АСУ ТП .

Информация, записываемая в архив, должна сопровождаться сопутствующими признаками (недостоверности, выхода за предупредительные и аварийные уставки и т.д.) .

Должна быть обеспечена возможность как событийной записи в архив, так и периодической .

Архив АСУ ТП ГЭС должен иметь циклическую структуру c автоматизированным затиранием наиболее старой информации для исключения переполнения устройств хранения информации (жестких дисков), с обязательным копированием данных на долговременные носители (DVD, ленточные накопители и т.д.) .

Объем дискового пространства должен определяться, исходя из перечисленных выше условий .

7.2.2 Архивирование аналоговых сигналов .

Дискретность для режимных электрических параметров (ток, напряжение, мощность, частота) не должна превышать 1 секунду .

При записи в архив по апертуре, величина апертуры должна составлять 0,75 значения номинальной погрешности измерительной системы по каждому параметру. При этом дополнительно должна реализовываться периодическая запись в архив режимных параметров с дискретностью не более 1 минуты .

7.2.3 Архивирование дискретных сигналов .

Дискретные сигналы должны регистрироваться по событиям (по факту изменения значения сигнала или по факту изменения качества сигнала), а также периодически (рекомендуемый период обновления 1-3 минуты) .

7.2.4 Архивирование осциллограмм аварийных процессов .

К автоматически архивируемой информации должна относиться вся аварийная информация, регистрируемая средствами РЗА, в том числе:

информация, поступающая от МП устройств РЗА и автономных регистраторов;

информация, поступающая от смежных систем и устройств;

сигналы диагностики технических средств РЗА и каналов связи .

Информация, записываемая в архив, должна сопровождаться сопутствующими признаками (недостоверности, неисправности каналов и т.д.) .

В составе ПТК АСУ ТП должен быть организован единый архив осциллограмм для всех используемых устройств регистрации. Программное обеспечение АСУ ТП ГЭС должно позволять экспортировать осциллограмму в формате COMTRADE .

7.3 Требования к защите архивных данных от несанкционированного доступа 7.3.1 Требования к программно-аппаратным средствам архивации данных .

Программные средства архивирования информации должны быть построены на базе системы управления базами данных с поддержкой SQL, кластеризации, разграничением прав доступа пользователей (Microsoft SQL Server, Oracle и аналогичные) .

Аппаратные средства архивирования информации должны быть резервированными .

7.3.2 Требования к структуре архива .

Структура архива должна быть круговой c автоматической перезаписью наиболее старой информации для защиты от переполнения устройств хранения информации. Должен быть предусмотрен механизм быстрого архивирования и восстановления для анализа данных за интересующий интервал времени .

7.3.3 Требования к защите архивной информации .

Программно-технические средства подсистемы архивирования должны обеспечивать:

защиту информации от несанкционированного доступа;

сохранность информации в процессе ее хранения на машинных носителях .

Защита информации от несанкционированного доступа должна обеспечиваться с помощью системы паролей, которые проверяются программным обеспечением при попытке записи, коррекции или удаления информации.

Защищенность информации от несанкционированного доступа организуется программно-аппаратными средствами защиты, которые обеспечивают:

гарантированное разграничение доступа к информации (по уровням ответственности);

регистрацию событий, имеющих отношение к защищенности информации .

Сохранность информации в процессе ее хранения на машинном носителе должна обеспечиваться путем копирования информации на резервный носитель. При записи информации в оперативный архив должна быть обеспечена синхронная запись информации на резервный носитель, в качестве которого должен использоваться массив дисков (RAID массив) .

К работе с архивом должен допускаться квалифицированный обслуживающий персонал, прошедший специальное обучение .

Должно обеспечиваться хранение ведомости в электронном виде с подписью и защитой от модификации .

С целью обеспечения безопасности архивной информации, хранящейся в ПТК АСУ ТП, должны быть заблокированы программно и/или физически USB-порты, не используемые для экспорта данных. Политикой безопасности объекта должны быть введены правила блокировки портов Ethernet в целях исключения несанкционированного доступа .

Требования к организации доступа и просмотра архивов 7.4 Доступ к архивам должен осуществляться со всех АРМ верхнего уровня АСУ ТП ГЭС .

Технические требования, определяющие количество, вид и информационную наполняемость АРМ персонала ГЭС

8.1 Требования к системе графического отображения информации на средствах индивидуального и коллективного пользования посредством ПТК АСУ ТП 8.1.1 Система графического отображения информации должна предусматривать вывод мнемосхем на АРМ персонала ГЭС и средства отображения коллективного пользования .

8.1.2 Система графического отображения информации на ГЭС должна обеспечивать:

доступ только для зарегистрированных пользователей, имеющих персональный логин и пароль;

возможность блокирования АРМ вручную оператором и автоматически, по прошествии времени, в случае покидания оператором рабочего места (переход в состояние «пользователь не определен») с запретом воздействия на систему;

визуализацию технологических объектов, фактических параметров и сигналов, поступающих в систему контроля и управления;

навигацию по видеокадрам по принципу «от общего к частному» и наоборот;

отображение состояний дискретных сигналов, событий, предупредительных и аварийных сигналов, а также наличие возможности квитирования этих сигналов;

отображение неготовности аппаратуры к управлению и потерю достоверности информации;

поддержку диалога для выполнения функций управления с отображением ответной информации, поступающей от управляемого объекта .

8.1.3 Информация должна отображаться посредством динамических (меняющих свое состояние) мнемознаков на мнемокадрах и текстовой информации на русском языке, содержащейся в графических видеокадрах, таблицах, графиках, меню, гистограммах, индикаторных приборах и т.д. с возможностью выбора мнемосхемы или фрагмента .

8.1.4 Для оперативного отображения информации должны использоваться экраны процесса (мнемосхемы, видеокадры) .

Экраны процесса должны отражать:

состояние оборудования ГЭС;

значения технологических и электрических параметров режима;

возникновение технологических нарушений;

отклонения параметров режима от заданных значений;

квитирование сигналов событий и изменение состояний;

ремонтное состояние оборудования .

8.2 Требования к составу типовых графических форм отображения информации Программный комплекс АСУ ТП ГЭС должен предоставлять возможность отображать получаемую информацию в виде мнемосхем, таблиц, графиков (трендов), панелей управления, журналов событий и журналов сигнализации, гистограмм, индикаторных приборов и т.д. На АРМ должна быть выведена аналоговая и дискретная информация, необходимая для адекватной оценки ситуации и управления объектом. Вызов графической формы для просмотра должен осуществляться оператором .

–  –  –

Продолжение таблицы 2 Детализация Главная схема электрических соединений в мнемонической форме информации о Схемы электрических соединений ОРУ, ЗРУ, КРУ и т.д .

состоянии ГЭС в мнемонической форме Генеральный план расположения оборудования с территориальной привязкой, схемой кабельных линий Схемы подсистем ГА, затворов, ГТС, ведения водно-энергетического режима Планы расположения оборудования и узлов системы управления на объекте управления с территориальной привязкой Мнемосхемы участков электрических и технологических схем, содержащих элементы, функционально связанные с работой рассматриваемого узла или участка Таблицы, гистограммы, индикаторные приборы представления основных технологических показателей объекта управления Графики представления основных технологических показателей объекта управления в нормальных и аварийных режимах Журнал сигнализации. Журнал событий Таблицы критичных параметров функционирования отображаемого узла или участка в реальном времени и в режиме просмотра архивной информации Графики критичных параметров функционирования отображаемого узла или участка в реальном времени и в режиме просмотра архивной информации Окна настройки контролируемых элементов, узлов и участков средств и систем автоматизации и управления, конфигурирования различных микропроцессорных устройств и комплексов, просмотра и анализа осциллограмм аварийных процессов

8.3 Требования к информационному наполнению типовых графических форм отображения информации 8.3.1 Требования к информационному наполнению мнемосхем .

8.3.1.1 На всех экранах процесса необходимо отобразить:

текущее время и дату – в правом верхнем углу главного окна .

Допускается также выводить температуру наружного воздуха в правом верхнем углу;

кнопки перехода к необходимым формам – верхняя и нижняя (при необходимости) часть главного окна;

имя пользователя – верхняя часть главного окна;

категорию пользователя – верхняя часть главного окна .

8.3.1.2 Мнемосхемы, выводимые на экраны процесса должны предусматривать достаточное количество уровней детализации, с которых возможно производить управление:

первый уровень – «гидроэлектростанция»;

второй уровень – «технологическая подсистема ГЭС»;

вспомогательные схемы и экранные формы .

8.3.1.3 Требования к мнемосхемам уровня «гидроэлектростанция» .

Данный уровень должен представлять собой (обзорную) главную схему станции и генеральный план расположения оборудования с территориальной привязкой .

Информация мнемосхем первого уровня должна позволять оценить режим работы ГЭС в целом .

На АРМ должна выводиться следующая информация:

сигнализация режимных отклонений и нарушений работы оборудования;

электрические параметры;

технологические параметры .

Электрические параметры:

а) план балансирующего рынка;

б) уточненный диспетчерский график;

в) частота сети на каждой системе шин высшего напряжения;

г) значения генерации активной и реактивной мощности по генераторам и суммарно для всей станции;

д) положение выключателей от 35 до 750 кВ (для небольших электростанций на мнемосхеме первого уровня может отображаться и положение выключателей от 6 до 10 кВ);

е) напряжение (UAB) на шинах, секциях от 35 до 750 кВ (для небольших электростанций на мнемосхеме первого уровня может отображаться напряжение от 6 до 10 кВ);

ж) напряжение (UAB) на ЛЭП 220 кВ и выше – при наличии ТН, ШОН ЛЭП;

з) значения токов (IA), генерации активной и реактивной мощности поблочно;

и) значение токов (IA), активной и реактивной мощности присоединений;

к) значение тока (IA) и реактивной мощности в цепи устройства компенсации реактивной мощности 6 кВ и выше;

л) значение тока (IA) и активной мощности на остальных присоединениях от 6 до 110 кВ;

Технологические параметры:

а) температура воды и воздуха;

б) уровень воды верхнего бьефа;

в) уровень воды нижнего бьефа;

г) напор ГЭС;

д) суммарный расход ГЭС;

е) расход воды через каждую гидротурбину;

ж) уровень воды в отсасывающей трубе;

и) режимные параметры работы ГА;

к) другая информация, по согласованию с ГЭС .

8.3.1.4 Требования к мнемосхемам уровня «технологическая подсистема ГЭС» .

На данном уровне должны реализовываться как информационные, так и управляющие функции .

Информация мнемосхем второго уровня должна позволять оценить режим работы различных систем и подсистем.

Ко второму уровню должны быть отнесены следующие экранные формы:

планы расположения оборудования и узлов системы управления на объекте управления с территориальной привязкой;

полная схема распредустройства (ОРУ, ЗРУ, КРУ, ТГ) со всеми коммутационными аппаратами, заземляющими ножами, трансформаторами тока и трансформаторами напряжения;

мнемосхема диагностики состояния основного оборудования, в том числе схема гидроагрегата, с возможностью отображения как электрических, так и технологических параметров;

схема ЩСН переменного тока с возможностью производства операций с вводными и секционными автоматами, на которых должны быть отображены ТСН, положение их ПБВ, кнопка перехода в РУ питающего напряжения, шины 0,4 кВ и значение напряжения на них (пофазно), вводные и секционные автоматы со значениями токов (пофазно) .

схема ЩСН постоянного тока (ЩПТ) с возможностью производства операций с вводными и секционными автоматами (при наличии такой возможности), на которой должны быть отображены напряжения на шинах первой и второй секций, ток нагрузки, сопротивления на землю положительного и отрицательного полюсов, выпрямительные агрегаты, зарядно-подзарядные устройства, вводные и секционные автоматы со значениями токов .

схема системы пожаротушения (водяного, пенного, газового) с возможностью дистанционного запуска системы пожаротушения и управления запорной арматурой с электродвигательным приводом: должны быть отображены мнемознаки насосов (включен, отключен, недостоверное, ремонт), запорной арматуры (открыта, закрыта, недостоверное, ремонт) подачи огнетушащего средства с электродвигательным приводом систем пожаротушения, уровень воды в пожарном резервуаре, давление воды пожарного коллектора, АВР насосов;

электрическая схема КРУЭ, совмещенная со схемой заполнения КРУЭ элегазом (используется для визуализации элегазового отсека при срабатывании сигнализации понижения в нем давления элегаза). Газовая схема должна быть одним из основных мнемокадров электроустановок КРУЭ;

схемы расположения устройств АСУ ТП, релейной защиты, противоаварийной автоматики, технологических защит и других устройств автоматики и управления с их привязкой к расположению на станции и к шкафам микропроцессорных устройств, с возможностью вызова диалога для просмотра установленных уставок;

схема расположения регистраторов аварийных процессов;

схемы различных локально-автономных комплексов ГЭС, интегрированных в АСУ ТП (ГРАМ, ГРНРМ, АИИС КУЭ, ПКЭ, и т.д.) 8.3.1.5 Требования к информационному наполнению мнемосхем режима работы ГА .

На мнемосхемы режима работы ГА должна выдаваться информация, обеспечивающия графическую визуализацию нахождения ГА в различных зонах эксплуатационной характеристики, а также отображение в цифровом виде следующих текущих значений основных технологических характеристик и данных статистического учёта работы ГА:

- активной мощности генератора;

- расхода воды через гидротурбину;

- КПД гидротурбины;

- напора;

- открытия направляющего аппарата и угла разворота лопастей (для ПЛ-турбин) .

Основную площадь мнемосхемы должно занимать графическое изображение эксплуатационной характеристики ГА с отложенными по оси абсцисс отметками мощности на валу гидротурбины, по оси ординат отметками напора гидротурбины .

В указанном координатном поле должны быть изображены выделенные цветом области, границы которых определяются в соответствии с заводской эксплуатационной характеристикой ГА, в том числе линий ограничения мощности, линий границ зон запрещённой/ограниченной работы гидроагрегата, при этом:

- зоны, в которых эксплуатация ГА разрешается без ограничений, должны иметь оттенки зелёного цвета, либо не закрашиваться;

- зоны ограниченной работы должны иметь оттенки жёлтого цвета;

- зоны, в которых эксплуатация ГА не допускается, должны иметь оттенки красного цвета .

На том же координатном поле должны быть показаны изолинии КПД турбины с шагом, заданным в эксплуатационной характеристике .

Границы зон и изолинии КПД должны строиться по табличным данным эксплуатационной характеристики. По ним же должно определяться текущее значение КПД .

Указатель текущей рабочей точки гидротурбины на эксплуатационной характеристике должен выполняется графическим элементом «круг», цвет которого должен быть принят белым или черным, по условию максимальной контрастности с цветами зон эксплуатационной характеристики (базовый цвет). Координаты указателя на характеристике определяются текущим расчётным значением мощности на валу гидротурбины и текущим измеренным значением напора гидротурбины .

На координатном поле эксплуатационной характеристики, с периодичностью один раз в 5 минут, должны обновляться отметки рабочей точки гидротурбины, составляя в итоге последовательность точек или кривую, показывающую смещение рабочей точки за предшествующие три часа. При этом, для отображения точки, наиболее отстоящей по времени, должен использоваться цвет, инверсный к базовому, а для отображения элементов кривой на характеристике должны использоваться оттенки базового цвета с градиентом от текущей рабочей точки до рабочей точки, наиболее отстоящей по времени .

На мнемосхеме следует предусмотреть отображение в цифровом виде показателей работы гидроагрегата в соответствии с требованиями разделов

8.11 СТО РусГидро 02.02.87-2013. На мнемосхеме должен быть реализован элемент управления, предназначенный для вывода на экран в табличном виде ретроспективных значений за последние три часа следующих величин:

- активной мощности гидрогенератора;

- открытия направляющего аппарата;

- угла разворота лопастей рабочего колеса;

- величины напора;

- КПД гидротурбины;

- расхода воды через гидротурбину .

Рассчитанные и сохраненные в технологической базе данных параметры и показатели режима работы ГА должны быть доступны оперативному персоналу в виде отчетов в формате, согласованном с оперативной службой филиала. При запросе ретроспективных значений показателей из базы данных, программными средствами должна предоставляться возможность усреднения сохраненных значений на интервалах от 1 минуты до 1 часа .

8.3.1.6 Требования раздела 10.4.1.5 носят рекомендательный характер и в большей степени определяют интерфейс АРМ комплексной АСУ ТП ГЭС .

В то же время на АРМ локальных САУ, а также локальные операторские панели гидроагрегатов может выводиться ограниченный набор информации .

8.3.2 Требования к информационному наполнению диалогов управления .

8.3.2.1 В общем случае с помощью диалогов управления должны производиться следующие управляющие воздействия, выполняемые оперативным персоналом ГЭС:

операции перевода агрегата из режима в режим;

операции нормального останова агрегата;

установка заданий по активной и реактивной мощности;

управления режимами группового регулирования напряжения и активной мощности;

операции регулирования активной мощности и регулирования частоты при отсутствии ГРАМ;

операции регулирования напряжения и реактивной мощности при отсутствии ГРАРМ;

управления выключателями, разъединителями и заземляющими ножами КРУЭ 500 кВ и 220 кВ;

управления выключателями КРУ 6 кВ и щитов КТП 0,4 кВ собственных нужд ГЭС;

управление затворами водоприемника и водосброса;

установка на мнемосхемы, с которых производится управление, диспетчерских плакатов, плакатов безопасности, вывод оборудования в ремонт .

8.3.2.2 Мнемосхема второго уровня должна позволять воздействовать с неё на коммутационные аппараты для изменения их положения, управлять режимом работы гидроагрегатов, управлять режимами регулирования, переключать положение РПН, изменять параметры и состояние устройств АСУ ТП, РЗА и иных систем .

Управление должно выполняться только из диалога управления. При этом с мнемосхемы второго уровня должен вызываться одновременно только один диалог управления. Диалог инициируется для реализации управления конкретным устройством по выбору оперативного персонала с контролем прав доступа оперативного персонала к функции управления .

8.3.2.3 В диалоге управления должны быть предоставлены следующая данные:

диспетчерское наименование аппарата, устройства или группы устройств, управление которым происходит в данном диалоге;

наименование контроллера, с которого реализуется управление;

сигналы, характеризующие состояние объекта управления и режима управления (см. таблицу 3) .

Таблица3 Наименование сигнала Состояние сигнала Отключен/Включен/Ремонт/НедостоСостояние верно Управление Разрешено/Запрещено

–  –  –

Кнопка управления должна быть активна только в режиме «Управление разрешено» .

Из диалога управления должен быть предусмотрен выход в режим просмотра состояния оперативных блокировок .

8.3.2.4 Диалог отображения оперативных блокировок (ОБ) .

В диалоге ОБ должны быть представлены следующие данные:

диспетчерское наименование аппарата, устройства или группы устройств, управление которым происходит в данном диалоге;

диспетчерское наименование контроллера, с которого реализуется управление;

состояние (Отключен/Включен/Ремонт/Недостоверно);

результат алгоритма ОБ (Управление разрешено/Управление заблокировано);

сигналы, характеризующие состояние и алгоритм ОБ:

а) диспетчерские наименования сигналов, участвующих в алгоритмах ОБ;

б) текущее состояние сигналов (Отключен/Включен/Ремонт/Недостоверно);

в) состояние сигналов (Отключен/Включен), при которых разрешено управление .

Кроме того, в диалоге ОБ должен быть представлен алгоритм блокировки в виде, понятном оперативному персоналу (с использованием блок-схем, алгоритмов И и ИЛИ), а также результат работы алгоритма – выход алгоритма ОБ .

Отклонение значений текущих сигналов от заданного диапазона значений, приведшее к блокированию управления, должно выделяться красным цветом. Значения сигналов, которые попадают в заданный диапазон значений, при котором разрешено управления должны выделяться зеленым цветом .

8.3.3 Требования к информационному наполнению журнала событий и журнала сигнализации .

На всех АРМ должны быть представлены журнал событий и журнал сигнализации. Общие требования к представлению информации в журналах событий и журналах сигнализации приведены в 8.4 СТО РусГидро 02.02.87Требования к информационному наполнению журналов событий .

Журнал событий предназначен для вывода информации о событиях по всем подсистемам АСУ ТП. Журнал событий представляет собой хронологическую ведомость изменения всех контролируемых дискретных сигналов с метками времени и признаками принадлежности к группам сигналов .

Обязательным является присутствие в журнале событий следующих полей:

символ группы события (АС, ПС, ОТС);

дата/время события;

идентификатор объекта (от общего к частному): название зоны объекта (ОРУ, ЗРУ, ТГ, генераторная группа и т.д.), название присоединения, устройства (УСО, МПРЗА, контроллер присоединения);

описание сигнала – описание события .

8.3.3.2 Требования к информационному наполнению журнала сигнализации .

Журнал сигнализации предназначен для вывода аварийной и предупредительной сигнализации от АСУ ТП и от интегрированных смежных систем и подсистем .

Обязательным является присутствие в журнале сигнализации следующих полей:

символ группы события (АС, ПС);

символ состояния события (активный/неактивный, квитированный/неквитированный);

дата/время события;

идентификатор объекта (от общего к частному): название зоны объекта (ОРУ, ЗРУ, КРУ), название присоединения, название устройства (УСО, МПРЗА, контроллер присоединения);

описание события – описание сигналов .

Журнал сигнализации должен предоставлять следующие возможности:

квитирование событий оператором автоматическим c архивированием времени квитирования событий;

отображение событий с обозначением признаков (группа события, активный/неактивный, квитированный/неквитированный, идентификатор объекта);

отображение времени возникновения события;

отображение времени квитирования события;

фильтрация по заданному интервалу времени;

фильтрация по принадлежности к группе (АС, ПС);

фильтрация по идентификатору объекта;

фильтрация по описанию сигнала;

скрытие из зоны отображения журнала сквитированных неактивных событий;

появление аварийной или предупредительной сигнализации должно сопровождаться звуковым сигналом, различающимся по длительности, громкости и тембру для групп АС, ПС;

рекомендации по диагностике и устранению причин (дополнительно по запросу оператора) .

8.3.4 Требования к информационному наполнению экранных форм для отображения и анализа аналоговых сигналов .

Текущие измерения аналоговых сигналов для анализа и выявления тенденций изменения должны быть отображены в сводных таблицах, гистограммах, индикаторных приборах и графиках, которые выполняются на отдельных видеокадрах или в виде всплывающего окна для выбранного измерения. Должна быть предусмотрена возможность создания экранных форм по всем аналоговым сигналам, поступающим в систему. Аналоговые сигналы должны выводиться на экран как в режиме реального времени, так и в режиме просмотра архива. Должна быть предусмотрена возможность распечатки экранной формы .

При построении графиков аналоговых сигналов должны быть так же реализованы возможности:

вывода на один график до 12 любых различных сигналов (по выбору оператора) со своей шкалой по оси ординат;

изменения временнго шага построения графика от минимально возможного до пяти лет;

просмотра графика в архивном режиме по всей глубине архива;

изменения масштаба графического отображения сигналов по временной оси и амплитуде;

вывода легенды, наименования, размерности и численного значения сигнала;

форматирования графиков процессов (фон, цвет, толщина линии, точки регистрации и т.д.) .

8.3.5 Окончательный состав графических форм отображения и их информационное наполнение должны определяться на этапе рабочего проектирования и согласовываться с ГЭС .

Единые требования к графическому исполнению мнемосхем 8.4 8.4.1 Для мнемосхем должны быть реализованы следующие функции:

наглядного отображения схемы управляемого объекта и информация о его состоянии (ОРУ, РУ, АТ, ТГ, генератор и т.д.);

масштабирования (увеличение/уменьшение размеров мнемосхемы), перемещения мнемосхемы с помощью панели прокрутки;

контекстного окна с всплывающей информацией о выбранном элементе – для вывода подсказок, дополнительной и уточняющей информации, в том числе для вывода полных диспетчерских наименований коммутационных аппаратов, которые на мнемосхеме могут иметь сокращенный вид;

контекстного меню для любого элемента на мнемосхеме, позволяющего просматривать дополнительную информацию по выбранному элементу (значение параметров режима, график, состояние выделенного элемента схемы, технические данные и т.д.), а также производить управление коммутационными аппаратами, заземляющими ножами, изменять параметры и состояние устройств релейной защиты и автоматики, устанавливать диспетчерские плакаты, плакаты безопасности, признак вывода оборудования в ремонт и т.д.;

цветовое оформление топологических элементов мнемосхем;

сигнализации о всех существенных нарушениях в работе объекта;

распечатки мнемосхем на принтере с фиксацией времени, которому соответствует представленная на ней информация, и времени печати .

8.4.2 Для обеспечения наглядности схемы должны соблюдаться следующие правила:

электрические соединения оборудования электростанции выполняются вертикальными и горизонтальными линиями с минимальным числом пересечений;

взаимное расположение и ориентация друг относительно друга распределительных устройств высшего и среднего напряжения на нормальной схеме электростанции, как правило, должны соответствовать проектному плану размещения оборудования. Распределительные устройства высшего напряжения следует располагать в верхней части листа нормальной схемы электростанции;

чередование ячеек в каждом распределительном устройстве на нормальной схеме электростанции должно соответствовать проектному плану размещения оборудования;

для обеспечения отображения взаимного расположения распределительных устройств высшего и среднего напряжения на нормальной схеме электростанции допускается расположение РУ собственных нужд на свободном месте мнемосхемы;

расположение силовых трансформаторов и автотрансформаторов (кроме трансформаторов собственных нужд) на нормальной схеме электростанции должно быть вертикальным. Отвод связи обмотки среднего напряжения автотрансформаторов допустимо указывать как со стороны касания дуги, так и с противоположной стороны;

взаимное расположение оборудования и распределительных устройств на мнемосхеме должно учитывать их расположение в пространстве;

на нормальной схеме у каждого распределительного устройства должно быть нанесено его наименование (например: ОРУ 500 кВ, КРУЭ 110 кВ, ЗРУ 10 кВ и т.п.), расположенное таким образом, чтобы однозначно определялась принадлежность к нему соответствующего оборудования;

соединительные линии на мнемосхемах должны быть сплошными, простой конфигурации, минимальной длины и иметь наименьшее число пересечений .

8.4.3 Требования к диспетчерским наименованиям .

Наименования всего отображаемого на мнемосхемах оборудования ГЭС, должны соответствовать утвержденным диспетчерским наименованиям .

Расположение диспетчерских наименований на схеме, а также постоянно отображаемой на экране информации, не должно заслонять линии схемы электрических соединений .

По согласованию на схеме могут быть приведены сокращенные наименования, при этом в контекстном меню наименования приводятся в строгом соответствии с диспетчерскими наименованиями. Сокращенный вид наименований должен определяться на этапе рабочего проектирования и согласовываться с ГЭС .

На мнемосхемах должны отображаться:

диспетчерские наименования всех единиц обозначенного на схеме оборудования ГЭС;

номинальные мощности автотрансформаторов, трансформаторов, устройств компенсации реактивной мощности .

8.4.4 Элементы и линии нормальной схемы ГЭС отображаются на мнемосхемах цветом, в соответствии с классом напряжения отображаемых объектов, на котором они работают. Характеристики цветовой модели отображаемых объектов приведены в таблицах 4 и 5 .

Т а б л и ц а 4 – Характеристики цветовой модели Наименование фона, класс Значение RGB Пример напряжения Фон мнемосхемы 100:100:100

Фон мнемосхемы ЭКП 0:0:0

1150 кВ 205:138:255 800 кВ; 750 кВ 0:0:200 500 кВ 165:15:10 400 кВ 240:150:30 330 кВ 0:140:0 220 кВ 200:200:0 150 кВ 170:150:0 110 кВ 0:180:200 35 кВ; 20 кВ 130:100:50 10 кВ и генераторное напряжение 100:0:100 6 кВ 200:150:100 до 1 кВ 190:190:190

–  –  –

8.4.5 Условные графические обозначения коммутационных аппаратов, используемые для отображения на мнемосхемах, должны соответствовать ГОСТ Р 56303-2014 .

8.4.6 Обмотки (авто)трансформаторов и генераторов должны отображаться цветом соответствующего класса напряжения подключения .

Способы соединения обмоток (авто)трансформаторов следует отображать символами внутри обмоток черным цветом. Возможность регулировки напряжения с помощью РПН следует отображать стрелкой .

8.4.7 На средствах коллективного и индивидуального пользования измеряемые величины и другие параметры должны отображаться в следующих единицах:

значения токов (I), перетоков активной (P) и реактивной (Q) мощности ЛЭП – в амперах (А), мегаваттах (МВт), мегаварах (Мвар) соответственно;

значение токов (I), перетоков активной (P) и реактивной (Q) мощности всех обмоток силовых (авто)трансформаторов – в амперах (А), мегаваттах (МВт), мегаварах (Мвар) соответственно;

значение токов (I), перетоков реактивной (Q) мощности в цепи устройств компенсации реактивной мощности 6 кВ и выше по каждому присоединению – в амперах (А), мегаварах (Мвар) соответственно;

значение напряжений (U), частоты (F) сети на шинах, секциях 6 кВ и выше – в киловольтах (кВ), герцах (Гц) соответственно;

температура наружного воздуха (t) – в градусах Цельсия (°С);

положение РПН (авто)трансформатора – «единица измерения»

РПН («единица измерения» РПН выбирается в зависимости от варианта исполнения РПН. Как правило, в качестве единицы измерения используется номер отпайки);

положение силового (авто)трансформатора и трансформатора собственных нужд – «единица измерения» ПБВ («единица измерения» ПБВ выбирается в зависимости от варианта исполнения ПБВ. Как правило, в качестве единицы измерения используется номер отпайки); («единица измерения» ПБВ);

значение токов (I), напряжений (U) на ЩСН постоянного и переменного тока – в амперах (А), вольтах (В) соответственно;

значение активной (P) и реактивной (Q) мощности на ЩСН переменного тока – в киловаттах (кВт), киловарах (квар) соответственно .

8.4.8 В качестве разделителя целой и дробной частей следует использовать запятую .

Разрядность при отображении числовых значений (показываются только действующие значения) при выводе их на мнемосхему должна составлять:

в сети выше 110 кВ:

а) частота – два разряда до запятой, два после запятой;

б) напряжение, ток – четыре разряда до запятой, один разряд после запятой;

в) мощность (активная, реактивная) – четыре разряда до запятой .

Должен быть выделен дополнительный разряд на знак минус (–) при направлении перетоков от шин. Выражается целым числом;

в сети 6 – 35 кВ:

а) частота, напряжение – два разряда до запятой, два разряда после запятой;

б) ток – три разряда до запятой, один разряд после запятой;

в) мощность (активная, реактивная) – два разряда до запятой. Должен быть выделен дополнительный разряд на знак минус (–) при направлении перетоков от шин, один разряд после запятой;

в сети до 1 кВ:

а) напряжение – три разряда до запятой. Выражается целым числом;

б) ток – три разряда до запятой, один разряд после запятой;

в) мощность (активная, реактивная) – три разряда до запятой. Должен быть выделен дополнительный разряд на знак минус (–) при направлении перетоков от шин, один разряд после запятой .

8.4.9 Данные телеизмерений должны выводиться в непосредственной близости от объекта измерения .

8.4.10 Для отображения данных телеизмерений используется тип шрифта Arial полужирный. Цвет подложки соответствует фону. Значения данных телеизмерений, которые не выходят за диапазоны заданных значений уставок аварийной и предупредительной сигнализации, отображаются зеленым цветом (значение RGB 0:255:0). Значения данных телеизмерений, которые выходят за диапазоны заданных значений уставок предупредительной сигнализации, но не выходят за диапазон аварийных уставок отображаются желтым цветом (значение RGB 255:255:0). Значения данных телеизмерений, которые выходят за диапазоны заданных значений аварийных уставок отображаются красным цветом (значение RGB 255:0:0) .

При отсутствии телеинформации в течение заданного времени или при получении заведомо недостоверной информации значения данных телеизмерений отображаются белым цветом (значение RGB 0:0:0) .

8.4.11 Использование на мнемосхемах плакатов Плакаты должны вывешиваться на мнемосхемах непосредственно рядом с мнемознаками КА. Плакаты в обязательном порядке должны размещаться на мнемосхемах, с которых возможен переход на выполнение функции управления. Размещение плакатов на мнемосхемах, с которых не выполняется переход на управление оборудованием, не требуется. Действие по установке/снятию плакатов должно фиксироваться в АСУ ТП с указанием наименования плаката .

8.4.12 Использование на мнемосхемах мнемознаков переносного заземления Места возможной установки мнемознака на мнемосхемах должны быть согласованы с Заказчиком. Мнемознак установки переносного заземления выводится на мнемосхему в форме квадрата коричневого цвета (значение RGB 150:140:85). Оператору должна быть предоставлена возможность записи номера переносного заземления на мнемознаке. Номер выводится черным цветом. Отображение на мнемосхеме установленного переносного заземления должно учитываться программной логической блокировкой .

Возможные места установки мнемознака должны быть отображены на экране при нажатии кнопки «ПЗ» (переносное заземление) .

8.5 Типовой состав исходных данных предоставляемых Заказчиком для разработки системы графического отображения информации Типовой состав предоставляемых заказчиком материалов для разработки системы графического отображения информации на средствах индивидуального и коллективного пользования АСУ ТП ГЭС должен включать:

однолинейную схему ГЭС с необходимой степенью детализации;

перечень диспетчерских и проектных наименований оборудования .

–  –  –






Похожие работы:

«Московская духовная семинария Сектор заочного обучения Протоиерей Стефан Жила РУКОВОДСТВО К ИЗУЧЕНИЮ ПОСЛАНИЙ СВЯТОГО АПОСТОЛА ПАВЛА И АПОКАЛИПСИСА Учебное пособие для студентов 4 класса Сергиев Посад СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ 1. Биографические сведения об апостоле Павле 1.1. Жизненный путь святого апос...»

«2 Содержание 1. Цели и задачи дисциплины (модуля) 2. Место дисциплины (модуля) в структуре ОПОП.3. Требования к результатам освоения дисциплины (модуля) 4. Объем дисциплины (модуля) и виды учебной работы 5. Содержание дисциплины (модуля) 6. Перечень практических занятий, лабораторных работ, пл...»

«Часть I. Анализ результатов ЕГЭ 2010г. в Томской области Департамент общего образования Томской области Центр оценки качества образования Томского областного института повышения...»

«МИНИСТЕРСТВО РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ПО ДЕЛАМ ГРАЖДАНСКОЙ ОБОРОНЫ, ЧРЕЗВЫЧАЙНЫМ СИТУАЦИЯМ И ЛИКВИДАЦИИ ПОСЛЕДСТВИЙ СТИХИЙНЫХ БЕДСТВИЙ Академия Государственной противопожарной службы Г. Х. Харисов, А. Н. Калайдов,...»

«МИНИСТЕРСТВО ЗДРАВООХРАНЕНИЯ СССР МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ П ИЗМЕРЕНИЮ КОНЦЕНТРАЦИЙ ВРЕДНЫХ ВЕЩЕСТВ О В ВОЗДУХЕ РАБОЧЕЙ ЗОНЫ Внпуоа 23 М о с т Х968 длинные кружевные платья МИНИСТЕРСТВО ЗДРАВООХРАНЕНИЯ СССР МЕГОДИЧЕШЕ УКАЗАНИЯ ПО ИЗМЕРЕНИЮ КОНЦ...»

«Серия "12-летняя школа" Основана в 2006 году Книга скачана с сайта http://e-kniga.in.ua Издательская группа "Основа" — "Электронные книги" Харьков "Издательская группа “Основа”" УДК 37.016 ББК 74.26 Ч41 Серия "12-летняя школа" Основана в 2006 году Челышева И. Л.Ч41 Все уроки русского языка....»

«OPENGOST.RU www.OpenGost.ru Портал нормативных документов info@opengost.ru МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ ГОСУДАРСТВЕННАЯ СИСТЕМА ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЕДИНСТВА ИЗМЕРЕНИЙ ЛЕНТЫ ОБРАЗЦОВЫЕ И РУЛЕТКИ МЕТАЛЛИ...»

«МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "ПЕНЗЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ"       МЕТОДИЧЕСКИЕ МАТЕРИАЛЫ ДЛЯ НАПИСАНИЯ НАУЧНОЙ СТАТЬИ МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ               ПЕНЗА 2016...»




 
2019 www.mash.dobrota.biz - «Бесплатная электронная библиотека - онлайн публикации»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.