СТО Газпром 2-2.1-372-2009

  Главная       Учебники - Газпром     СТО Газпром 2-2.1-372-2009

 поиск по сайту

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СТО Газпром 2-2.1-372-2009

 

 

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО «ГАЗПРОМ»


 

Дочернее открытое акционерное общество «Оргэнергогаз»


 

Общество с ограниченной ответственностью «Газпром экспо»


 

СТАНДАРТ ОРГАНИЗАЦИИ

СТО Газпром 2-2.1-372-2009


 


 

ЭНЕРГОХОЗЯЙСТВО ОАО «ГАЗПРОМ».

АСУ ТП ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ОАО «ГАЗПРОМ».

ТЕХНИЧЕСКИЕ ТРЕБОВАНИЯ


 

ОКС 25.040.40; 27.100

Дата введения - 10.05.2010


 


 

Предисловие


 

1

РАЗРАБОТАН

Дочерним открытым акционерным обществом «Оргэнергогаз» сучастием специалистов Управления энергетики Департамента потранспортировке, подземному хранению и использованию газа, Департамента автоматизации систем управлениятехнологическими процессами и дочерних обществ(организаций) ОАО «Газпром»

2

ВНЕСЕН

Управлением энергетики Департамента по транспортировке, подземному хранению и использованию газа ОАО «Газпром» иДепартаментом автоматизации систем управлениятехнологическими процессами ОАО «Газпром»

3

УТВЕРЖДЕН

И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ

распоряжением ОАО «Газпром» от 25 августа 2009 г. № 255

4

ВЗАМЕН

ЭТ-227 «Технические требования к АСУ ТП электростанцийРАО «Газпром»


 

Введение


 

Настоящий стандарт предназначен для использования при проектировании и разработке автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) электростанций ОАО «Газпром», в том числе с цельюприменения «малолюдных» технологий при организации оперативно-диспетчерского управления электростанций собственных нужд (ЭСН) ОАО «Газпром». Стандарт должен рассматриваться во взаимосвязи со следующимируководящими документами:

- РД 51-015 86 23-07-95 «Применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом» [1];

- ВРД 39-1.10-071-2003 «Правила технической эксплуатации электростанций собственных нужд объектов ОАО «Газпром» [2];

- ЭТ-233 «Технические требования к системам возбуждения генераторов электростанций ОАО «Газпром» [3];

- ЭТ-218-1 «Технические требования к многофункциональным цифровым устройствам релейной защиты для систем электроснабжения ОАО «Газпром» [4];

- Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации [5];

- Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей [6];

- Правила устройства электроустановок, издание 7, главы 1.1, 1.2, 1.7 - 1.9, 2.4, 2.5, 4.1, 4.2, 6.1 - 6.6, 7.1, 7.2, 7.5, 7.6, 7.10 (издание 6, переработанное и дополненное, с изменениями) [7];

- Отраслевая система оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемные технические требования [8];

- Основные положения по автоматизации объектов энергообеспечения ОАО «Газпром» [9].


 

1. Область применения


 

1.1. Настоящий стандарт устанавливает общие подходы к созданию автоматизированной системы управления технологическим процессом (АСУ ТП) электростанций ОАО «Газпром», используемых в качестве основных (базовых), резервных и аварийных источников электроснабжения.

1.2. Настоящий стандарт распространяется на электростанции с энергоблоками единичной мощностью до 25 МВт.

1.3. Требования стандарта могут дополняться в технических заданиях на разработку АСУ ТП конкретной электростанции в зависимости от ее назначения, схемы внешней сети, применяемого на электростанции оборудования, мощности и типов агрегатов, выбранного способа обслуживания электростанции, экономической целесообразности и других обстоятельств.

1.4. Настоящий стандарт не определяет требования к автоматизированным системам коммерческого учета электроэнергии.

1.5. Положения настоящего стандарта обязательны для применения организациями, осуществляющими проектирование и разработку АСУ ТП электростанций ОАО «Газпром».


 

2. Нормативные ссылки


 

В настоящем стандарте применены термины и определения в соответствии с СТО Газпром 2-2.3-141, а также использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.1.018-93 Система стандартов безопасности труда. Пожаровзрывобезопасность статического электричества. Общие требования

ГОСТ 12.1.030-81 Система стандартов безопасности труда. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление

ГОСТ 12.2.003-91 Система стандартов безопасности труда. Оборудование производственное. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.9-93 (МЭК 519-1-84) Безопасность электротермического оборудования. Часть 1. Общие требования

ГОСТ 34.003-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Термины и определения

ГОСТ 34.603-92 Информационная технология. Виды испытаний автоматизированных систем

ГОСТ 721-77 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В

ГОСТ 10434-82 Соединения контактные электрические. Классификация. Общие технические требования

ГОСТ 12997-84 Изделия ГСП. Общие технические условия

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 14228-80 Дизели и газовые двигатели автоматизированные. Классификация по объему автоматизации

ГОСТ 14254-96 (МЭК 529-89) Степени защиты, обеспечиваемые оболочками (код IP)

ГОСТ 15150-69 Машины, приборы и другие технические изделия. Исполнения для различных климатических районов. Категории, условия эксплуатации, хранения и транспортирования в части воздействия климатических фактороввнешней среды

ГОСТ 21128-83 Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения до 1000 В

ГОСТ 21889-76 Система «человек-машина». Кресло человека-оператора. Общие эргономические требования

ГОСТ 21958-76 Система «человек-машина». Зал и кабины операторов. Взаимное расположение рабочих мест. Общие эргономические требования

ГОСТ 22269-76 Система «человек-машина». Рабочее место оператора. Взаимное расположение элементов рабочего места. Общие эргономические требования

ГОСТ 23000-78 Система «человек-машина». Пульты управления. Общие эргономические требования

ГОСТ Р 8.585-2001 Государственная система обеспечения единства измерений. Термопары. Номинальные статические характеристики преобразования

ГОСТ Р 8.596-2002 Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

ГОСТ Р 8.625-2006 Государственная система обеспечения единства измерений. Термометры сопротивления из платины, меди и никеля. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ Р 50746-2000 Совместимость технических средств электромагнитная. Технические средства для атомных станций. Требования и методы испытаний

ГОСТ Р 50783-95 Электроагрегаты и передвижные электростанции с двигателями внутреннего сгорания. Общие технические требования

ГОСТ Р 50923-96 Дисплеи. Рабочее место оператора. Общие эргономические требования и требования к производственной среде. Методы измерения

ГОСТ Р 50948-2001 Средства отображения информации индивидуального пользования. Общие эргономические требования и требования безопасности

ГОСТ Р 50949-2001 Средства отображения информации индивидуального пользования. Методы измерений и оценки эргономических параметров и параметров безопасности

ГОСТ Р 51317.4.2-99 (МЭК 61000-4-2-95) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к электростатическим разрядам. Требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51317.4.3-99 (МЭК 61000-4-3-95) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к радиочастотному электромагнитному полю. Требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51317.4.4-2007 (МЭК 61000-4-4:2004) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к наносекундным импульсным помехам. Требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51317.4.5-99 (МЭК 61000-4-5-95) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к микросекундным импульсным помехам большой энергии. Требования и методы испытаний

ГОСТ Р 51317.4.6-99 (МЭК 61000-4-6-96) Совместимость технических средств электромагнитная. Устойчивость к кондуктивным помехам, наведенным радиочастотными электромагнитными полями. Требования и методыиспытаний

ГОСТ Р 51350-99 (МЭК 61010-1-90) Безопасность электрических контрольно-измерительных приборов и лабораторного оборудования. Часть 1. Общие требования

СТО Газпром 2-2.3-141-2007 Энергохозяйство ОАО «Газпром». Термины и определения

СТО Газпром 2-1.15-205-2008 Метрологическое обеспечение при проектировании объектов газовой промышленности

СТО Газпром 2-6.2-300-2009 Применение аварийных источников электроснабжения на объектах ОАО «Газпром»


 

Примечание - При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов по соответствующим указателям, составленным на 1 января текущего года, и информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный документ заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться замененным (измененным) стандартом. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.


 

3. Сокращения


 

В настоящем стандарте применены следующие сокращения:

АВР - автоматическое включение резерва

АПВ - автоматическое повторное включение

АРВ - автоматический регулятор возбуждения

АДЭС - аварийная дизельная электростанция

АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом

АСУ Э - автоматизированная система управления энергоснабжением

АРНМ - автоматический вторичный регулятор напряжения и реактивной мощности электростанции

АРЧМ - автоматический вторичный регулятор частоты и активной мощности электростанции

АРМ - автоматизированное рабочее место

АЧР - автоматическая частотная разгрузка

БПТГ - блок подготовки топливного газа

БЩУ - блочный щит управления

ГТД - газотурбинный двигатель

ГТУ - газотурбинная установка

ГТЭС - газотурбинная электростанция

ГЩУ - главный щит управления

ДВС - двигатель внутреннего сгорания

ДКС - дожимная компрессорная станция

ЗИП - запасные инструменты и принадлежности

ЗРУ - закрытое распределительное устройство

ИБП - источник бесперебойного питания

КЗ - короткое замыкание

КНС - канализационная насосная станция

КРУ - комплектное распределительное устройство

КС - компрессорная станция

КТП - комплектная трансформаторная подстанция

КТПА - комплектная трансформаторная подстанция с аварийным вводом

КТС - комплект технических средств

ПО - программное обеспечение

ПЛК - программируемый логический контроллер

ПТК - программно-технический комплекс

ПТС - программно-технические средства

ПХГ - подземное хранилище газа

РЗА - релейная защита и автоматика

РПН - регулирование под нагрузкой

РУ - распределительное устройство

САУ ПО и КЗ - система автоматического управления пожарной охраной и контроля загазованности

САУ ЭБ - система автоматического управления энергоблока

СЕВ - система единого времени

ТЗ - техническое задание

ТЧ - тепломеханическая часть электростанции

УСО - устройство сопряжения с объектом

УХЛ - климатическое исполнение для макроклиматических районов с умеренным и холодным климатом

ЦРЗА - цифровая релейная защита и автоматика

ЧАПВ - частотное автоматическое повторное включение

ЩПТ - щит постоянного тока

ЭБ - энергоблок

ЭСН - электростанция собственных нужд

ЭЧ - электротехническая часть электростанции

SCADA (Supervisory Control and Data Acquisition System) - система диспетчерского управления и сбора данных


 

4. Характеристика объектов автоматизации


 

4.1. Одноагрегатные электростанции

4.1.1. Одноагрегатные электростанции используются для электроснабжения, как правило, в качестве резервных или аварийных источников питания.

4.1.2. Единичная мощность газотурбинных одноагрегатных электростанций напряжением 6 и 10 кВ принимается из ряда 1,5; 2,5; 4,0; 6; 10; 12; 16 МВт и более.

4.1.3. Единичная мощность электростанций с приводом от ДВС напряжением 0,4 кВ - от 100 до 1600 кВт в соответствии с ГОСТ Р 50783.

4.1.4. Конструктивно одноагрегатные электростанции выпускаются в виде двух блоков (силового и управления, которые соединяются между собой) или одного блока (комбинированного) полной заводской готовности.

4.1.5. В состав силового блока входит следующее оборудование:

- ГТД или ДВС и его системы (топливная, масляная, авторегулирования, охлаждения масла и др.);

- генератор и его системы (масляная, охлаждения, возбуждения и др.);

- трансформаторы тока со стороны нулевых выводов генератора;

- комплект оборудования для пуска энергоблока;

- воздухозаборное устройство с системами воздухоочистки, шумоглушения, защиты от обледенения;

- газовыхлопное устройство с системой шумоглушения;

- сборка собственных нужд 0,4 кВ;

- САУ ЭБ;

- система контроля загазованности, пожарообнаружения и пожаротушения;

- установка пожаротушения;

- другое вспомогательное оборудование блока.

4.1.6. В состав блока управления входит следующее оборудование: КРУ-6 (10) кВ;

- трансформатор собственных нужд;

- пульт управления ГТД (ДВС) и техническими системами;

- пульт управления генератором и синхронизацией;

- рабочее место оператора;

- щит собственных нужд блока управления;

- вспомогательное и другое оборудование;

- источник постоянного оперативного тока напряжением 220 В для питания цепей защиты, управления, автоматики и САУ ЭБ (допускается для питания САУ ЭБ применять аккумуляторные батареи или ИБП напряжением 24 В, которые в данном случае устанавливаются в силовом блоке).

4.1.7. При исполнении одноагрегатной электростанции в виде комбинированного блока в его состав входит перечисленное в 4.1.5 и 4.1.6 оборудование или по заказу только оборудование, перечисленное в 4.1.5 (этот вариантприменяется для последующей комплектации многоагрегатных электростанций).

4.1.8. На случай отсутствия напряжения в энергосистеме для пуска электростанции предусматривается дополнительный ввод 0,4 кВ на шины собственных нужд от стороннего источника (АДЭС), с устройством АВР междуосновным и дополнительным вводом.


 

4.2. Аварийные электростанции

4.2.1. Аварийные электростанции - одноагрегатные электростанции, предназначенные для аварийного электроснабжения потребителей 1-й категории, в том числе особой группы электроприемников КС, ДКС, ПХГ и другихобъектов ОАО «Газпром» при отключении основных источников электроснабжения.

4.2.2. Для аварийного электроснабжения, как правило, применяются АДЭС напряжением 0,4 кВ мощностью до 1600 кВт с быстрым запуском и включением. В отдельных случаях допускается применение электроагрегатов сприводом от ДВС на газообразном топливе.

4.2.3. АДЭС, как правило, подключаются по стороне 0,4 кВ к подстанциям серии 2КТПА 6(10)/0,4 кВ, разработанным специально для этой цели и имеющим в своем составе:

- ввод аварийного питания;

- устройство АВР секционного выключателя с автоматическим возвратом схемы в исходное положение при восстановлении основного питания;

- устройство АВР АДЭС с автоматическим возвратом схемы в исходное положение при восстановлении основного питания;

- защиту минимального напряжения, отключающую автоматические выключатели неответственных потребителей, питающихся от шин 0,4 кВ 2КТПА, для предотвращения перегрузки АДЭС;

- устройства блокировки максимальных токовых защит вводов при пуске и самозапуске электродвигателей;

- устройства дальнего резервирования отказов защит и выключателей, предотвращающие возникновение пожаров в сетях 0,4 кВ;

- устройства, обеспечивающие взаимодействие автоматики подстанции 2КТПА с САУ АДЭС.

4.2.4. Для местного управления в составе 2КТПА предусмотрена специальная панель управления с мнемосхемой, измерительными приборами и органами управления и сигнализации. Для организации дистанционного управления вкачестве основной среды передачи предусматривается использование волоконно-оптических кабелей связи.

4.2.5. В зависимости от условий объекта, суммарной мощности и других характеристик вышеуказанных потребителей их аварийное электроснабжение может осуществляться с применением аварийных электростанций напряжением6 (10) кВ.

4.2.6. Требования к аварийным электростанциям изложены в СТО Газпром 2-6.2-300.


 

4.3. Многоагрегатные электростанции

4.3.1. Многоагрегатные электростанции со сборными шинами генераторного напряжения собираются из силовых блоков одноагрегатных электростанций.

4.3.2. Блоки управления с оборудованием, указанным в 4.1.6, не используются. Данная часть электростанции решается в проекте электростанции централизованно как общестанционная система.

Исключение могут составлять случаи, когда используются силовые блоки относительно большой мощности (6 МВт и более), и по соображениям надежности управления, удобства поочередного ввода в работу энергоблоков имаксимального ускорения строительства целесообразно использовать оба блока (силовой и управления) или комбинированный блок.

4.3.3. Для сооружения многоагрегатных электростанций со сборными шинами генераторного напряжения выделяется площадка, на которой устанавливаются:

- силовые блоки;

- электротехнический блок с главным (общим) распределительным устройством генераторного напряжения и общим главным щитом управления;

- блоки вспомогательных устройств;

- повышающая подстанция 6 (10)/35 (110, 220) кВ;

- другие сооружения.

4.3.4. Главное распределительное устройство выполняется из двух или более секций шин генераторного напряжения 6 (10) кВ, соединенных секционным выключателем. К секциям шин подключаются:

- генераторы электростанции;

- трансформаторы собственных нужд 6 (10)/0,4 кВ;

- вводы к повышающим трансформаторам 6 (10)/35 (110, 220) кВ, разделительным трансформаторам или линиям связи с энергосистемой;

- линии питания потребителей.

4.3.5. Количество трансформаторов собственных нужд электростанции принимается не менее количества секций сборных шин генераторного напряжения.

4.3.6. Сеть 0,4 кВ собственных нужд состоит из двух или более независимых подсистем, резервируемых устройствами АВР на разных ступенях напряжения.

4.3.7. Для аварийного питания ответственных нагрузок 0,4 кВ при потере питания собственных нужд многоагрегатной электростанции, а также для ее запуска «с нуля» предусматривается АДЭС с автоматическим пуском, включением и остановом.

4.3.8 Управление всем электротехническим и тепломеханическим оборудованием осуществляется с ГЩУ, где предусматриваются рабочие места дежурного персонала (начальника смены, оператора-электрика и оператора-технолога). Для опробования и наладки предусматривается местное управление и местные переключатели выбора режима управления.

4.3.9. Для электростанций с энергоблоками мощностью 6 МВт и более, с учетом 4.3.2, дополнительно к ГЩУ могут предусматриваться дополнительные БЩУ, находящиеся в непосредственной близости от энергоблоков.

4.3.10. Для питания цепей управления, сигнализации, защиты, автоматики, аварийных маслонасосов смазки, приводов выключателей, аварийного освещения и других особо ответственных потребителей предусматриваетсяустановка ЩПТ с одной или двумя аккумуляторными батареями напряжением 220 В.

4.3.11. ЩПТ состоит из двух секций, соединенных нормально отключенным коммутационным аппаратом. Электропитание каждой из секций осуществляется либо от своей батареи, либо от одной общей батареи по схеме развилки.

4.3.12. Питание оперативным током распредустройств и других объектов организуется по радиальным схемам от обеих секций ЩПТ.

4.3.13. Для питания САУ ЭБ и других ответственных потребителей энергоблока применяется постоянный ток 220 В от общестанционной аккумуляторной батареи или переменный 220 В - от индивидуальных ИБП. Принеобходимости допускается применение постоянного тока 24 В от индивидуальных аккумуляторов или ИБП, установленных в каждом силовом блоке. Применение общей для всех агрегатов сети 24 В, а также отпаек 24 В отаккумуляторов 220 В не допускается.

4.3.14. Многоагрегатные электростанции, используемые в качестве базовых, выполняются по индивидуальным или унифицированным проектам, разрабатываемым специализированными проектными организациями.

4.3.15. Главные электрические соединения базовых электростанций с ЭБ мощностью 12 МВт и более выполняют по схеме - блок «генератор-трансформатор» с выходом на шины 110 (220) кВ, с отпайкой собственных нужд нагенераторном напряжении.

4.3.16. Блок-модули базовых электростанций имеют полную заводскую готовность и позволяют собрать на месте монтажа полный состав укрупненных блоков, зданий и сооружений, обеспечивающих жизнедеятельностьэлектростанции, в том числе:

- блок машинного зала;

- электротехнический блок с общим ГЩУ, аккумуляторными батареями и другими вспомогательными устройствами;

- блок химводоочистки;

- ремонтный блок;

- блок вспомогательных устройств;

- блок теплоснабжения;

- блок отключающих кранов и газовых фильтров, установка подготовки топливного и пускового газа;

- повышающую подстанцию и РУ 110 (220) кВ.

4.3.17. Кроме вышеперечисленного оборудования в комплекс сооружений базовых электростанций включают объекты вспомогательного назначения, определяемые генпроектировщиком по согласованию с заказчиком:

- блок ОВК (объединенный вспомогательный корпус и администрация);

- склад ГСМ;

- трансформаторная башня;

- гараж;

- блок складских помещений;

- резервуары запаса воды и другое оборудование, обеспечивающее нормальный пуск и жизнеобеспечение базовой электростанции.

4.3.18. Для подключения сторонних потребителей организуется отдельное ЗРУ 6 (10) кВ, запитанное от отдельных понижающих трансформаторов 110 (220)/6 (10) кВ.


 

4.4. Режимы работы электростанций

4.4.1. Нормальные режимы

4.4.1.1. Нормальный режим работы электростанций определяется в ТЗ и может быть:

- автономный;

- параллельный с энергосистемой;

- параллельный с другими электростанциями, не входящими в энергосистему.

4.4.1.2. В автономном режиме работы главной задачей является поддержание частоты и напряжения на шинах электростанции в допустимых пределах (для электростанций на базе ДВС - в соответствии с ГОСТ Р 50783 и (или) техническими условиями на энергоблоки с ДВС).

Нормально допустимое и предельно допустимое значения отклонения частоты равны ±0,2 и ±0,4 Гц соответственно по ГОСТ 13109.

Нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения на выводах приемников электрической энергии равны соответственно ±5 % и ±10 % от номинального напряжения электрическойсети по ГОСТ 721 и ГОСТ 21128.

4.4.1.3. В режиме параллельной работы с энергосистемой главной задачей является:

- для базовых электростанций, привлеченных к регулированию частоты, - поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах с контролем перетоков мощности полиниям связи;

- для остальных электростанций - поддержание заданной обменной мощности в линии связи с энергосистемой.

4.4.1.4. Задачи нормальных режимов работы электростанции, указанные в 4.4.1.2 и 4.4.1.3, реализуются устройствами автоматики нормального режима:

- первичными автоматическими регуляторами, входящими в состав САУ энергоблоков;

- частоты вращения выходного вала привода генератора;

- автоматического регулятора возбуждения генератора (АРВ);

- вторичными регуляторами АРЧМ, АРНМ;

- автоматическими регуляторами напряжения трансформаторов, поставляемых комплектно с трансформаторами;

- устройствами технологической автоматики, обеспечивающими нормальную работу тепломеханической части электростанции.

4.4.2. Аварийные режимы

4.4.2.1. К аварийным режимам относятся:

- короткие замыкания;

- внезапные отключения большой нагрузки или генерирующей мощности;

- повреждения ГТУ и другого основного оборудования;

- повреждения вспомогательного оборудования, если они вызывают сбросы генерируемой мощности.

4.4.2.2. Главными задачами при ликвидации аварийного режима являются:

- быстрое отключение поврежденного оборудования;

- предотвращение или ликвидация асинхронных режимов;

- предотвращение аварийного снижения (повышения) частоты;

- предотвращение аварийного снижения (повышения) напряжения.

4.4.2.3. Аварийные режимы локализуются и ликвидируются с помощью устройств релейной защиты и автоматики аварийного режима:

- устройств релейной защиты элементов электрической части;

- делительной автоматики;

- АЧР;

- автоматики предотвращения нарушений устойчивости и ликвидации асинхронных режимов;

- устройств защиты тепломеханического оборудования.

4.4.3. Послеаварийные режимы

4.4.3.1. К послеаварийным относятся режимы, возникающие после ликвидации аварийных режимов.

4.4.3.2. Главной задачей при ликвидации послеаварийных режимов является восстановление нормальной схемы и питания отключенных при ликвидации аварии потребителей.

4.4.3.3. Послеаварийные режимы ликвидируются с помощью устройств автоматики послеаварийных режимов:

- устройств АВР;

- устройств ЧАПВ;

- устройств АПВ линий электропередач и шин;

- устройств автоматического включения резервных механизмов (технологические АВР);

- технологической автоматики, обеспечивающей восстановление нормального режима.

4.4.4. Для конкретного проекта строительства (модернизации) электростанции перечень используемых устройств автоматики устанавливается в ТЗ на электростанцию или в ТЗ на АСУ ТП электростанции с учетом условий ивыбранной схемы электроснабжения объекта ОАО «Газпром».

4.4.5. АСУ ТП электростанции должна обеспечивать работу оперативного персонала электростанции во всех режимах работы электростанции - нормальных, аварийных, послеаварийных.


 

4.5. Характеристика эксплуатационного персонала

4.5.1. Эксплуатация (оперативное управление) одноагрегатных электростанций осуществляется в зависимости от местных условий:

- без постоянного присутствия оперативного персонала в автоматическом режиме с контролем ее работы с диспетчерского пункта через АСДУ;

- с оперативным персоналом.

4.5.2. Эксплуатация (оперативное управление) многоагрегатных электростанций осуществляется оперативным электротехническим и теплотехническим персоналом с возможностью дистанционного контроля и управления черезАСДУ. Перечень рабочих мест операторов уточняется в ТЗ в зависимости от мощности и сложности электростанции.

4.5.3. Обслуживание программно-технических средств АСУ ТП электростанции выполняется инженером АСУ ТП (инженером-программистом, инженером-электроником, инженером по автоматизации и механизациипроизводственных процессов, инженером КИПиА) электростанции. Обслуживание устройств (терминалов, блоков) микропроцессорной релейной защиты и автоматики выполняется инженером-релейщиком. В зависимости отмощности и сложности объекта они могут входить либо в штат электростанции, либо в штат специализированной организации.


 

4.6. Климатическое исполнение

4.6.1. При изготовлении электростанций учитываются климатические условия района применения.

4.6.2. Электростанции для условий Севера, как правило, изготавливаются в климатическом исполнении УХЛ по ГОСТ 15150 для работы при температуре наружного воздуха от -55 °C до +45 °C, относительной влажности воздуха до98 % при температуре +25 °C, сейсмичности до 7 баллов.

4.6.3. Охлаждающий воздух и окружающая среда не должны содержать токопроводящей пыли, взрывоопасных и других смесей, вредно действующих на изоляцию обмоток и ухудшающих охлаждение генератора.

4.6.4. Запыленность наружного воздуха не должна быть выше 0,5 г/м3, скорость воздушного потока у поверхности земли - до 55 м/с; возможно действие любых метеоусловий (дождь, снег, туман, роса, иней).


 

5. Требования к структуре АСУ ТП электростанций


 

5.1. Общие требования

5.1.1. Для обеспечения надежного процесса производства, передачи и распределения электроэнергии надлежащего качества и в заданных объемах, а также для решения в реальном масштабе времени задач оперативного управленияАСУ ТП электростанции должна реализовывать следующие функции:

- управления (автоматического и дистанционного);

- регулирования;

- противоаварийной защиты основного и вспомогательного электротехнического и тепломеханического оборудования;

- информационные;

- архивирования параметров;

- самодиагностики (контроля исправности).

5.1.2. Функции управления (автоматического и дистанционного):

а) автоматическое управление энергоблоками (САУ ЭБ);

б) управление выключателями главной электрической схемы электростанции, выключателями питания собственных нужд, аварийными источниками электроэнергии;

в) режимное управление, включающее:

- вторичное автоматическое (в том числе групповое) и дистанционное ручное управление активной мощностью генераторов (частотой вращения);

- вторичное автоматическое (в том числе групповое) и дистанционное ручное управление реактивной мощностью генераторов (напряжением);

- автоматическое управление перетоками мощности по линиям (ВЛ, КЛ) связи с энергосистемой;


 

Примечание

1. При наличии постоянного дежурного персонала допускается отсутствие в АСУ ТП электростанции автоматики режимного управления.

2. На одноагрегатных электростанциях автоматика режимного управления не предусматривается.


 

г) ручная и автоматическая синхронизация на выключателях генераторов и линий (ВЛ, КЛ) связи с энергосистемой, секционном выключателе;

д) дистанционное управление РПН разделительных трансформаторов связи с энергосистемой;

е) управление через САУ ЭБ сопутствующими установками (котлом-утилизатором, теплосетью), вспомогательными системами через САУ вспомогательных систем.

5.1.3. Функции регулирования:

- поддержание среднего отклонения частоты;

- поддержание заданного уровня напряжения в пределах нормально допустимых отклонений;

- распределение активной и реактивной мощности между энергоблоками многоагрегатных электростанций;

- поддержание перетока мощности по линиям (ВЛ, КЛ) связи с энергосистемой.

5.1.4. Функции противоаварийной защиты основного и вспомогательного электротехнического и тепломеханического оборудования:

- релейная защита и местная противоаварийная автоматика (АВР, АПВ, АЧР, ЧАПВ, делительная автоматика и др.), реализуемая терминалами ЦРЗА;

- противоаварийная защита энергоблока, реализуемая САУ энергоблока.

5.1.5. Информационные функции:

- сбор информации от подсистем управления ЭЧ и ТЧ электростанции, САУ ЭБ, САУ вспомогательных систем;

- формирование и представление на АРМ мнемосхем (электрических и технологических) с указанием положения коммутационных аппаратов и исполнительных механизмов;

- представление на АРМ значений технологических параметров, уставок предупредительной и аварийной сигнализации, уставок терминалов ЦРЗА, технологических уставок режима работы электростанции (загрузка ЭБ, значениеперетока мощности, уставки автоматического пуска (останова) дополнительного ЭБ при превышении нагрузки работающего ЭБ (снижении общей нагрузки на энергоблоки)). Параметры представляются на мнемосхемах, в таблицах и ввиде трендов;

- представление оператору информации о текущих режимах работы электростанции, состоянии энергоблоков и САУ;

- представление оператору аварийно-предупредительной сигнализации;

- представление оператору осциллограмм аварийных режимов, получаемых от терминалов ЦРЗА;

- представление оператору информации о блокировке дистанционного управления коммутационными аппаратами и исполнительными механизмами;

- формирование массивов информации для распечатки на принтере или записи на внешнем носителе необходимой отчетной документации (суточных, сменных ведомостей, др.) периодически или по вызову оператора;

- формирование массива диагностической сигнализации и представление ее по запросу оператора;

- информационный обмен и взаимодействие со смежными и вышестоящими АСУ;

- информационное взаимодействие с АСКУЭ и представление данных по коммерческому учету электроэнергии.

5.1.6. Функции архивирования параметров:

- архивирование параметров ЭБ в САУ ЭБ;

- архивирование технологических параметров, предупредительной, аварийной, диагностической сигнализации, действий оператора, событий.

5.1.7. Функции самодиагностики (контроля исправности):

- автоматический контроль исправности оборудования САУ ЭБ до сменного блока;

- автоматический контроль исправности (самодиагностика) ПТС подсистем управления ЭЧ и ТЧ электростанции и информационных каналов;

- диагностика программного обеспечения ПТС и сигнализация сбоев в работе;

- сигнализация отказа ПТС с указанием устройства, места, времени, даты и вида отказа;

- определение достоверности используемой информации в соответствии с требованиями технологических алгоритмов;

- диагностика реализации управляющих воздействий;

- диагностика соответствия используемого параметра регулирования текущему режиму работы электростанции.

5.1.8. АСУ ТП электростанций должна строиться как программно-технический комплекс с применением SCADA-систем, предназначенных для управления технологическими процессами в электроэнергетике.

5.1.9. Реализация функции режимного управления (5.1.2, в) должна предусматривать:

- прием режимных параметров и сигналов (по физическим или цифровым линиям связи), характеризующих состояние контролируемых присоединений, РПН трансформаторов связи с энергосистемой, систем возбуждения иприводных агрегатов;

- воздействие на управляемый объект в темпе решаемой задачи посредством выдачи сигналов на управление выключателями главной схемы, на управление РПН трансформаторов связи с энергосистемой и в САУ ЭБ.

5.1.10. Для реализации функции режимного управления должны предусматриваться устройства АРЧМ и АРНМ электростанции, сигналы которых управляют соответственно работой первичных регуляторов частоты вращения(активной мощности) энергоблоков и первичных регуляторов напряжения и реактивной мощности (возбуждения) генераторов энергоблоков и РПН трансформаторов связи с энергосистемой.

5.1.11. Требования к АРЧМ:

- скорость отработки АРЧМ должна быть синхронизирована со штатным регулятором частоты вращения турбины так, чтобы не допускать перерегулирования и исключить конфликтные ситуации;

- при работе электростанции в составе автономной энергосистемы скорость изменения мощности электростанции, управляемой АРЧМ, должна быть согласована со скоростями изменения мощности остальных электростанций дляисключения возникновения колебаний перетоков мощности по линиям электропередачи;

- АРЧМ должно автоматически выводиться из работы по факту возникновения аварийных возмущений в сети или на генераторе с последующим вводом в работу оперативным персоналом после ликвидации аварийной ситуации;

- выбор параметра регулирования (по мощности или частоте) и уставки регулятора должны вводиться оперативным персоналом в зависимости от режима работы электростанции и указания диспетчера энергосистемы;

- в режиме автономной работы электростанции АРЧМ должно обеспечить поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах;

- для многоагрегатных электростанций в АРЧМ должно быть предусмотрено распределение активных нагрузок между ЭБ;

- для базовых электростанций, работающих параллельно с энергосистемой и привлеченных к регулированию частоты, должно быть предусмотрено поддержание среднего отклонения частоты от заданного значения в пределах ±0,1 Гц в десятиминутных интервалах с контролем перетоков мощности по линиям связи с энергосистемой;

- для остальных электростанций, работающих параллельно с энергосистемой, - поддержание заданной мощности в контролируемом сечении;

- должна быть предусмотрена возможность отключения оперативным персоналом любого ЭБ из-под управления АРЧМ;

- изменение параметра регулирования должно производиться безударно.

5.1.12. Требования к АРНМ:

- скорость отработки АРНМ должна быть синхронизирована с АРВ так, чтобы не допускать перерегулирования отрабатываемых параметров и исключить конфликтные ситуации;

- АРНМ должен автоматически выводиться из работы при аварийных ситуациях в энергосистеме аналогично АРЧМ;

- выбор параметра регулирования (по напряжению или реактивной мощности) и уставки регулятора должен выполняться оперативным персоналом в зависимости от режима работы электростанции и указания диспетчераэнергосистемы;

- при автономной работе электростанции АРНМ должно обеспечить поддержание заданного уровня напряжения в пределах нормально допустимых отклонений;

- для многоагрегатных электростанций в АРНМ должно быть предусмотрено распределение реактивной мощности между генераторами;

- при параллельной работе электростанции с энергосистемой или другими электростанциями должно быть предусмотрено поддержание заданной реактивной мощности в контролируемом сечении с контролем напряжения и токалиний связи либо поддержание заданного уровня напряжения в пределах нормально допустимых отклонений;

- должна быть предусмотрена возможность отключения оперативным персоналом любого ЭБ из-под управления АРНМ;

- изменение параметра регулирования должно производиться безударно.

5.1.13. В целях устранения негативных воздействий (ложных срабатываний автоматики, неправильных действий персонала) в аварийных и послеаварийных режимах АРЧМ и АРНМ должны автоматически выводиться из работы ивключаться только по команде оператора (штатные первичные регуляторы частоты вращения приводных двигателей генераторов и регуляторы возбуждения генераторов электростанции остаются в работе).

5.1.14. Технические средства и ПО АСУ ТП электростанции должны удовлетворять следующим требованиям по обеспечению безопасности управления:

- неисправность одного из элементов в контуре управления (например, средства измерения тока или напряжения либо неисправность линии и средств связи и т.д.) не должна приводить к попаданию отдельных ЭБ илиэлектростанции в целом в недопустимый режим;

- несоответствие используемого параметра регулирования условиям, в которых работает электростанция, не должно приводить к попаданию отдельных ЭБ или электростанции в целом в недопустимый режим;

- управляющие воздействия, поступающие от АРЧМ или АРНМ, не должны приводить к перегрузке агрегатов или переходу в недопустимый режим работы.

5.1.15. АСУ ТП электростанции должна иметь выход (интерфейс сопряжения) для обеспечения информационного обмена и взаимодействия с автоматизированными системами вышестоящих уровней управления (АСУ ТПтехнологического объекта ОАО «Газпром», АСУ Э объекта, АСДУ организаций, осуществляющих эксплуатацию электрических сетей и объектов электрогенерации и т.д.) по цифровым каналам связи (рекомендуется по сети Ethernet), сиспользованием унифицированных промышленных открытых протоколов.

5.1.16. Перечень сигналов для информационного обмена с автоматизированными системами вышестоящего уровня, а также необходимость дистанционного управления определяется в ТЗ на АСУ ТП электростанции в зависимостиот условий объекта и типа электростанции.


 

5.2. Требования к АСУ ТП одноагрегатных электростанций

5.2.1. АСУ ТП одноагрегатной электростанции должна строиться на базе САУ ЭБ и функционально обеспечивать решение следующих задач:

- управление электрической схемой и собственными нуждами электростанции;

- автоматическое (автоматизированное) управление основным оборудованием;

- управление вспомогательными системами электростанции;

- управление сопутствующими установками (котлом-утилизатором, теплосетью и т.д.);

- информационный обмен (взаимодействие) с САУ ПО и КЗ;

- учет расхода газа на собственные нужды и других энергоресурсов;

- информационный обмен (взаимодействие) с АСУ вышестоящих уровней управления.

Обобщенная структурная схема одноагрегатной электростанции представлена на рисунке 1.


 


 

Рисунок 1 - Обобщенная структурная схема АСУ ТП одноагрегатной электростанции


 

5.2.2. АСУ ТП одноагрегатной электростанции должна поставляться комплектно с агрегатом.

5.2.3. Между электротехнической и тепломеханической частями одноагрегатной электростанции должен предусматриваться прямой обмен наиболее важными дискретными сигналами (например: отключения генератора при аварииГТД (ДВС), отключения ГТД (ДВС) при аварии генератора, воздействия на регулятор частоты вращения и напряжения).

5.2.4. Для управления энергоблоком в составе АСУ ТП одноагрегатной электростанции должно предусматриваться рабочее место оператора на БЩУ, с которого ведется управление как электрической, так и теплотехническойчастями ЭБ. На БЩУ должна устанавливаться панель управления генератором, возбудителем, системой обеспечения собственных нужд, а также панель ручной точной синхронизации. Эти средства управления могут использоваться какрезервные на случай отказа управления через АРМ (отказа АСУ ТП электростанции). Могут использоваться также иные варианты резервирования операторского пульта.

5.2.5. Цифровой канал связи ЦРЗА должен быть зарезервирован для формирования подсистемы ЭЧ многоагрегатной электростанции или для передачи информации в АСУ электроснабжения объекта.

5.2.6. АСУ ТП одноагрегатных электростанций должна создаваться с возможностью подключения к АСУ ТП многоагрегатных электростанций без переделок технических средств.

5.2.7. Требования к АСУ ТП аварийных электростанций напряжением 6 (10) кВ с учетом 4.2.1 аналогичны требованиям к АСУ ТП одноагрегатных электростанций.

Для аварийных электростанций напряжением 0,4 кВ предусматривается локальная автоматика (САУ АДЭС).

При этом, учитывая специфику применения аварийных электростанций, должно обеспечиваться выполнение следующих функциональных задач:

- автоматический запуск (по сигналу автоматики ЗРУ или КТП) и прием нагрузки при исчезновении напряжения внешней питающей сети;

- останов аварийной электростанции (по сигналу автоматики ЗРУ или КТП) при появлении напряжения питающей сети.

Требования к функциям САУ аварийных электростанций изложены в СТО Газпром 2-6.2-300.


 

5.3. Требования к АСУ ТП многоагрегатных электростанций

5.3.1. АСУ ТП многоагрегатной электростанции должна строиться по иерархическому принципу с функциональным разделением на верхний уровень - уровень оперативного контроля и управления и нижний уровень - уровень САУобъектов управления.

5.3.2. АСУ ТП многоагрегатной электростанции должна состоять:

- из подсистемы управления электротехнической частью (ЭЧ) электростанции;

- подсистемы управления тепломеханической частью (ТЧ) электростанции;

- САУ вспомогательных систем электростанции.

Обобщенная структура АСУ ТП многоагрегатной электростанции представлена на рисунке 2.


 


 

Рисунок 2 - Обобщенная структурная схема АСУ ТП многоагрегатной электростанции


 

5.3.3. Подсистема управления ЭЧ электростанции обеспечивает управление главной электрической схемой электростанции и схемой собственных нужд, а также решение задач управления режимами генерирования активной иреактивной мощности, режимного и противоаварийного управления и быстрой ликвидации аварийных ситуаций.


 

Примечание - Допускается реализация функций режимного управления в подсистеме ТЧ электростанции.


 

5.3.4. Подсистема управления ТЧ электростанции обеспечивает управление энергоблоками и теплоснабжением.

5.3.5. САУ вспомогательных систем электростанции могут входить в состав подсистем управления ТЧ или ЭЧ электростанции, что определяется в ТЗ на АСУ ТП электростанции. На крупных электростанциях САУ вспомогательныхсистем может выполняться в виде самостоятельной подсистемы.

5.3.6. Верхний уровень АСУ ТП электростанции - уровень оперативного контроля и управления (уровень ОКУ) - включает в свой состав серверы и рабочие станции (АРМы) подсистем ЭЧ и ТЧ, сетевое оборудование. Нижнийуровень - уровень САУ объектов управления - включает устройства, осуществляющие контроль и управление объектами (САУ энергоблоков, терминалы ЦРЗА, УСО, ПЛК и т.д.).

5.3.7. Связь АСУ ТП ЭСН с АСУ вышестоящих уровней управления должна осуществляться по протоколу, применяемому на вышестоящих уровнях.

5.3.8. Для управления многоагрегатной электростанцией должен предусматриваться ГЩУ, на котором организуются АРМы начальника смены (дежурного инженера) электростанции, оператора-электрика, оператора-технолога, атакже при необходимости дополнительные рабочие станции.

5.3.9. В составе АСУ ТП электростанции также должны быть предусмотрены АРМ инженера-релейщика и АРМ инженера АСУ ТП электростанции. АРМ инженера АСУ ТП должно быть организовано на серверах подсистем или навыделенной рабочей станции, включенной в локальную сеть АСУ ТП электростанции. Размещение данных АРМов определяется конкретными условиями проекта и может быть организовано в отдельном помещении.

5.3.10. Перечень вышеуказанных рабочих мест может уточняться в ТЗ в соответствии с конкретными характеристиками объекта, по согласованию с организацией - заказчиком строительства и организацией, эксплуатирующейэлектростанцию.

5.3.11. Помимо указанных АРМов на ГЩУ должны располагаться резервные панели управления для независимого управления электротехнической частью электростанции и энергоблоками. Это обеспечивает возможностьпоочередного ввода энергоблоков в работу независимо от общей готовности АСУ ТП электростанции и надежность управления при ее возможных отказах. Экстренный аварийный останов энергоблоков должен реализовываться пофизическим линиям связи. Органы управления экстренным аварийным остановом энергоблоков могут находиться как в составе резервных панелей независимого управления, так и в виде отдельного блока экстренного аварийногоостанова (БЭАО).

5.3.12. Для управления активной мощностью (частотой вращения) турбогенератора на БЩУ и ГЩУ должны быть предусмотрены органы управления «больше» и «меньше», воздействующие на смещение статическойхарактеристики штатного автоматического регулятора частоты вращения турбины (открытие или закрытие регулирующего клапана подачи топлива).

5.3.13. Для управления реактивной мощностью генератора (напряжением) на БЩУ и ГЩУ должны быть предусмотрены органы управления «больше» и «меньше», воздействующие на смещение статической характеристикиштатного автоматического регулятора возбуждения АРВ (увеличение или уменьшение тока возбуждения).

5.3.14. Информационный обмен между уровнями АСУ ТП электростанции должен осуществляться с использованием цифровых каналов связи (передачи данных). Для резервирования выполнения наиболее важных функций (пуска, останова энергоблоков, синхронизации, режимного управления) должен предусматриваться прямой обмен сигналами между ГЩУ и энергоблоками.

5.3.15. Территориально ПТС нижнего уровня подсистем управления ЭЧ и ТЧ электростанции не совмещаются. Все контроллеры и УСО электротехнической части размещаются в электропомещениях, доступ в которые имеет толькоспециально подготовленный электротехнический персонал. УСО тепломеханической части размещаются в помещениях тепломеханического оборудования, для доступа в которые не требуется специальной электротехническойподготовки.


 

6. Требования к подсистеме управления электротехнической частью электростанции


 

6.1. Основные функции:

- релейная защита генераторов, трансформаторов, шин генераторных распределительных устройств и присоединений в объеме Правил [7], руководящих указаний по релейной защите и директивных материалов по эксплуатацииэнергосистем;

- контроль положения и дистанционное (автоматизированное) управление выключателями главной электрической схемы электростанции, а также выключателями питания собственных нужд и аварийных источников электроэнергии;

- обработка информации, получаемой от ЦРЗА;

- формирование и передача на уровень ГЩУ информации о положении коммутационных аппаратов и текущих технологических параметров;

- аварийная и предупредительная сигнализация;

- контроль режима аккумуляторной батареи и ее цепей;

- контроль состояния местной противоаварийной автоматики;

- синхронизация (автоматическая и ручная) на генераторных выключателях, секционном, на выключателях связи с энергосистемой, выполняемая с панелей ГЩУ;

- дистанционное управление РПН разделительных трансформаторов связи с энергосистемой;

- осциллографирование переходных процессов с расшифровкой осциллограмм;

- сбор и передача на уровень ГЩУ информации по техническому учету электроэнергии;

- автоматика режимного управления (глава 5.1).

6.2. Для реализации функций релейной защиты и местной противоаварийной автоматики (АВР, АПВ, АЧР, ЧАПВ, делительной автоматики и др.) должны, как правило, применяться многофункциональные ЦРЗА серийногоизготовления, которые одновременно являются устройствами уровня САУ объекта управления (терминалами) АСУ ТП электростанции и обеспечивают сбор и передачу всей необходимой информации по присоединению. УстройстваЦРЗА должны соответствовать утвержденным требованиям ЭТ-218-1 [4]. Информация, передаваемая от ЦРЗА, используется для формирования мнемосхем объектов, аварийной и предупредительной сигнализации, базы данных иархива.

6.3. Для обеспечения информационного обмена с устройствами ЦРЗА должны использоваться преимущественно волоконно-оптические кабели связи.

6.4. Управление высоковольтными выключателями должно осуществляться через цифровые каналы связи с терминалами защит, кроме цепей включения выключателей, на которых осуществляется синхронизация генераторов иотдельных частей электростанции между собой или с энергосистемой. Включение этих выключателей должно осуществляться через устройства синхронизации.

6.5. Реализацию функций синхронизации должны обеспечивать устройства точной синхронизации:

- на уровне БЩУ - ручную и автоматическую точную синхронизацию на генераторном выключателе;

- на уровне ГЩУ - ручную и автоматическую точную синхронизацию на выключателях генераторов, а также ручную точную синхронизацию на выключателях связи с энергосистемой и секционном выключателе.

6.6. Технический учет электроэнергии может быть организован с использованием ЦРЗА в качестве средств учета, если других требований не будет предъявлено заказчиком или эксплуатирующей организацией. При этом должныбыть обеспечены требования Правил [7] к классам точности средств технического учета электроэнергии.

6.7. Для сбора информации о положении разъединителей, заземляющих ножей и выкатных элементов КРУ-6 (10) кВ должны применяться УСО, имеющие независимый от присоединений оперативный ток.

6.8. Все распределительные устройства КРУ - 6 (10) кВ, а также КТП - 0,4 кВ должны иметь в своем составе, независимо от наличия АСУ, устройства местной (в ячейке) и центральной (общей для секции) сигнализации, а такжеорганы ручного управления.

6.9. Для осциллографирования аварийных процессов в электроустановках должны, как правило, использоваться терминалы ЦРЗА.

Цифровое осциллографирование должно обеспечивать:

- автоматический пуск осциллографа по факту выявления аварийного режима или ручной пуск по команде оператора;

- расшифровку осциллограмм с выделением симметричных составляющих и моментов срабатывания защит и автоматики;

- привязку осциллограмм к СЕВ.

При использовании электромеханических РЗА должны устанавливаться специализированные регистраторы аварийных процессов.

6.10. Между подсистемой управления ЭЧ электростанции и САУ ЭБ должны быть предусмотрены физические каналы связи для прямой передачи сигналов защиты и управления, в частности:

- сигнала аварийного отключения приводного двигателя от технологических защит с действием на отключение выключателя генератора;

- сигнала отключения генератора от защит с действием на отключение приводного двигателя;

- сигналов «Прибавить» и «Убавить» частоту вращения (мощность) приводного двигателя с действием на регулирующий топливный клапан;

- сигналов «Прибавить» и «Убавить» напряжение (реактивную мощность) генератора с действием на управление системой возбуждения генератора.

6.11. На случай отказа управления через АСУ ТП электростанции, а также для опробования и наладки должно быть предусмотрено местное управление высоковольтными выключателями, АДЭС, выключателями рабочего ирезервного питания секций собственных нужд, отдельными электродвигателями и другим оборудованием. Переключатели выбора способа управления (местное - дистанционное) должны располагаться в месте нахождения местныхключей (кнопок) управления.


 

7. Требования к подсистеме управления тепломеханической частью электростанции


 

Основные функции:

- управление и отображение текущего состояния ЭБ;

- управление теплосетью и резервными источниками тепла для электростанции;

- управление топливной системой, системами подготовки масла, химводоочистки;

- управление устройствами жизнеобеспечения (вентиляторами, насосами, калориферами и т.д.);

- получение информации о состоянии системы пожаротушения и системы контроля загазованности (при отсутствии САУ ПО и КЗ);

- обработка информации, получаемой от объектов управления;

- передача на уровень ГЩУ текущих технологических параметров по объектам управления;

- аварийная и предупредительная сигнализация;

- контроль режима объектов управления;

- противоаварийная автоматика и защита тепломеханического оборудования;

- сбор и передача на уровень ГЩУ информации по учету расхода топливного газа, воды, тепла, масла.


 

Примечание - Допускается функции САУ вспомогательных систем реализовывать в подсистеме управления ЭЧ.


 

8. Требования к системе автоматического управления энергоблока


 

8.1. Основные функции САУ энергоблока (ЭБ):

- обеспечение режима горячего резерва ЭБ с возможностью запуска ЭБ в течение не более 15 мин;

- автоматическая проверка готовности ЭБ к пуску;

- холодная прокрутка (только для газотурбогенератора);

- автоматический пуск с выводом генератора на номинальную частоту вращения;

- автоматическое поддержание заданного режима работы ЭБ;

- автоматическое регулирование частоты вращения генератора;

- автоматическое регулирование напряжения генератора;

- защита от помпажа (для ГТУ);

- отображение текущего состояния ГТУ (ДВС) с непрерывным указанием наиболее важных параметров;

- автоматическая нормальная или аварийная остановка ЭБ, технологическая защита ГТУ (ДВС);

- контроль и защита по вибрации (для основных и резервных электростанций);

- учет расхода топливного газа, времени наработки, числа пусков и остановов;

- измерение, регистрация и отображение параметров нормального и аварийного режимов;

- автоматическая защита ГТУ (ДВС) по предельным параметрам;

- управление установками утилизации тепла уходящих газов (при наличии);

- предупредительная сигнализация об отклонении режимных параметров и аварийная сигнализация;

- обработка и вывод на экран дисплея информации о событиях в текстовой (табличной) и графической форме;

- информационный обмен с уровнем ОКУ АСУ ТП электростанции с применением стандартных протоколов по цифровым каналам связи (передачи данных).

8.2. Система регулирования ГТУ (ДВС) должна обеспечивать работу приводного двигателя на всех заданных режимах, а также его защиту при возникновении возможных аварийных ситуаций.

8.3. Требования к системе регулирования и защитам ЭБ определяются заводом-изготовителем в технических условиях на энергоблок в соответствии с требованиями Правил [5], ГОСТ 14228. При этом должно быть обеспеченовыполнение следующих требований:

- автоматический регулятор частоты вращения ГТД (ДВС) должен обеспечивать длительную устойчивую работу ГТД (ДВС) в диапазоне частот вращения выходного вала привода генератора от 98 % до 101 % номинальной. Приаварийных режимах в энергосистеме должна допускаться работа генератора в предельно допустимом по условиям эксплуатации ГТД (ДВС) диапазоне частот;

- на холостом ходу должна обеспечиваться возможность регулировки частоты вращения выходного вала от 90 % до 105 % номинальной с главного или блочного щита управления (для синхронизации генератора);

- степень статической неравномерности регулирования частоты вращения выходного вала должна быть в пределах 4 % - 5 % номинальной частоты вращения;

- минимальная местная степень статической неравномерности должна быть не ниже 2 %;

- степень нечувствительности регулирования частоты вращения при любой нагрузке не должна превышать 0,2 % номинальной частоты вращения;

- защита ГТУ (ДВС) должна быть отрегулирована на срабатывание при повышении частоты вращения роторов на 10 % - 12 % выше номинальной или до значения, указанного в технических условиях на ГТУ (ДВС).


 

9. Требования к средствам уровня оперативного контроля и управления многоагрегатных электростанций


 

9.1. Уровень оперативного контроля и управления на ПДУ должен включать рабочие станции подсистем управления электрической и тепломеханической частей электростанции, а также серверы. АРМ инженера АСУ ТП долженорганизовываться на серверах подсистем или на выделенной рабочей станции, включенной в локальную сеть АСУ ТП электростанции.

9.2. В состав подсистемы управления электрической части электростанции в общем случае входят:

- рабочая станция оператора-электрика;

- рабочая станция начальника смены (дежурного инженера);

- рабочая станция инженера-релейщика.

В состав подсистемы тепломеханической части входит рабочая станция оператора-технолога.


 

Примечание - Количество и состав рабочих станций для конкретного объекта должен определяться разработчиком АСУ ТП ЭСН в техническом проекте и в техническом задании на разработку АСУ ТП ЭСН.


 

9.3. Рабочая станция оператора-электрика

9.3.1. Рабочая станция оператора-электрика устанавливается на ГЩУ и предназначена для работы оперативного персонала.

На рабочей станции оператора-электрика выполняются следующие функции:

- дистанционного управления;

- информационные;

- вспомогательные.

9.3.2. Функции дистанционного управления:

- выключателями главной электрической схемы электростанции;

- выключателями питания собственных нужд;

- аварийными источниками электроэнергии;

- РПН разделительных трансформаторов связи с энергосистемой;

- управление вводом в работу (выводом из работы) автоматики режимного управления электростанцией;

- задание режима электростанции по поддержанию активной мощности (частоты) и реактивной мощности (напряжения) в заданных сечениях;

- автоматическая точная синхронизация;

- квитирование событий, аварийных и предупредительных сигналов;

- ручной пуск осциллографов.

9.3.3. Информационные функции:

- отображение главной электрической схемы электростанции с выдачей текущих значений электрических параметров;

- отображение мнемосхемы КТП собственных нужд и источников аварийного электроснабжения;

- отображение состояния источников оперативного тока, аккумуляторных батарей и их цепей;

- отображение режимов противоаварийной автоматики;

- аварийная и предупредительная сигнализация (в том числе звуковая);

- отображение ведомости и архива событий;

- контроль состояния источников бесперебойного питания;

- технический учет электрической энергии;

- отображение данных по коммерческому учету электрической энергии, получаемых от АСКУЭ;

- отображение мнемосхем объектов электроснабжения потребителей;

- отображение количества отключений высоковольтных выключателей и главных выключателей КТП на стороне 0,4 кВ, расчет суммарных токов отключения, определение ресурса выключателей;

- отображение величин фазных токов, напряжения, активной и реактивной мощности на всех присоединениях, получаемых от терминалов защит;

- отображение частоты генераторов, на секциях шин, на вводе от энергосистемы.

9.3.4. Вспомогательные функции:

- ведение информационно-справочной, нормативной базы;

- контроль и самодиагностика программно-технических средств.


 

9.4. Рабочая станция начальника смены (дежурного инженера)

9.4.1. Рабочая станция начальника смены (дежурного инженера) устанавливается на ГЩУ.

9.4.2. На рабочей станции начальника смены (дежурного инженера) выполняются функции информационные и вспомогательные. Информационные функции по электрической части такие же, как и на рабочей станции оператора-электрика (изложены в 9.3.3.). Кроме того, должны быть реализованы информационные функции по тепломеханической части электростанции.

9.4.3. Информационные функции по тепломеханической части электростанции:

- отображение текущего состояния энергоблоков с выдачей наиболее важных параметров;

- отображение состояния топливной системы, систем подготовки масла, химводоочистки;

- отображение систем жизнеобеспечения (вентиляторы, насосы, калориферы и др.) и вспомогательных технологических систем;

- отображение текущего состояния утилизационных теплообменников (УТО), положения шиберов УТО с выдачей наиболее важных параметров;

- отображение параметров теплосети и состояния резервных источников тепла;

- учет расхода топливного газа, воды, тепла, масла;

- предупредительная и аварийная сигнализация (в том числе звуковая);

- отображение ведомости и архива событий;

- контроль загазованности и состояния системы пожаротушения;

- документирование технологического процесса и аварийных ситуаций.

9.4.4. Вспомогательные функции:

- ведение информационно-справочной, нормативной базы;

- контроль и самодиагностика программно-технических средств.


 

9.5. Рабочая станция инженера-релейщика

9.5.1. На рабочей станции инженера-релейщика выполняются функции:

- дистанционного управления;

- информационные;

- вспомогательные.

9.5.2. Функции дистанционного управления:

- ввод уставок, программных ключей, блокировок для релейной защиты и противоаварийной автоматики в цифровые терминалы РЗА;

- вывод из терминалов осциллограмм аварийных режимов;

- ручной пуск осциллографа.

9.5.3. Информационные функции:

- анализ работы релейной защиты генераторов, трансформаторов, шин генераторных распределительных устройств и присоединений, сети 110, 10 (6) и 0,4 кВ;

- расшифровка осциллограмм с выделением гармонических составляющих и моментов срабатывания защит и автоматики;

- контроль исправности и диагностика релейной защиты и противоаварийной автоматики.

Остальные информационные функции рабочей станции инженера-релейщика аналогичны функциям рабочей станции оператора-электрика, приведенным в 9.3.3.

9.5.4. Вспомогательные функции:

- ведение информационно-справочной, нормативной базы;

- контроль и самодиагностика программно-технических средств.


 

9.6. Рабочая станция оператора-технолога

9.6.1. На рабочей станции оператора-технолога выполняются функции:

- дистанционного управления;

- информационные;

- вспомогательные.

9.6.2. Функции дистанционного управления:

- пуск/останов энергоблока;

- управление топливной системой, подготовкой масла, химводоочисткой;

- управление устройствами жизнеобеспечения;

- управление теплосетью, утилизационными теплообменниками и резервными источниками тепла.

9.6.3. Информационные функции:

- отображение текущего состояния энергоблоков с выдачей наиболее важных параметров;

- отображение состояния топливной системы, подготовки масла, химводоочистки;

- отображение систем жизнеобеспечения (вентиляторы, насосы, калориферы и др.) и вспомогательных технологических систем;

- отображение текущего состояния утилизационных теплообменников, положения шиберов УТО с выдачей наиболее важных параметров;

- отображение параметров теплосети и состояния резервных источников тепла;

- учет расхода топливного газа, воды, тепла, масла;

- предупредительная и аварийная сигнализация (в том числе звуковая);

- ведение ведомости и архива событий;

- контроль загазованности и состояния системы пожаротушения.

9.6.4. Вспомогательные функции:

- ведение информационно-справочной, нормативной базы;

- контроль и самодиагностика программно-технических средств.


 

9.7. Рабочая станция инженера АСУ ТП электростанции

На рабочей станции инженера АСУ ТП электростанции выполняются следующие функции:

- изменение конфигурации АСУ ТП электростанции;

- перезагрузка системы;

- анализ работоспособности АСУ ТП электростанции;

- поиск и выявление неисправностей;

- проверка состояния файловой системы серверов и рабочих станций;

- проверка ведения единого времени в серверах, рабочих станциях, контроллерах, терминалах защит и других устройств АСУ ТП электростанции;

- проверка настроечных параметров серверов и рабочих станций, работоспособности и настройки сетевого взаимодействия;

- резервное копирование исторических данных;

- анализ загрузки управляющих контроллеров системы;

- резервное копирование проекта, снятие «образа» системы;

- дефрагментация жестких дисков серверов, рабочих станций.


 

9.8. Панели управления ГЩУ

9.8.1. Панели управления ГЩУ выполняют функции управления и информационные функции.

9.8.2. Функции управления:

- пуск/останов энергоблоков;

- аварийный останов энергоблоков;

- ручное регулирование активной мощностью (частотой вращения двигателя) с помощью органов управления «больше» и «меньше»;

- ручное регулирование реактивной мощностью (напряжением) с помощью органов управления «больше» и «меньше»;

- автоматическая и ручная синхронизация на генераторных выключателях, секционном, выключателях связи с энергосистемой;

- дистанционное управление РПН разделительных трансформаторов связи с энергосистемой;

- управление вводом/выводом делительной защиты и противоаварийной автоматики (АВР секционного выключателя ЗРУ генераторного напряжения).

9.8.3. Информационные функции:

- отображение мнемосхемы с главными выключателями (генераторными, секционными, выключателями связи с энергосистемой);

- обобщенная аварийная и предупредительная сигнализация по основному оборудованию ЭСН;

- измерение напряжения, частоты для выполнения ручной точной синхронизации на генераторных выключателях, секционном, выключателях связи с энергосистемой, как правило, с помощью стрелочных щитовых приборов;

- измерение токов, активной и реактивной мощности генераторов и в сечении связи с энергосистемой, как правило, с помощью стрелочных щитовых приборов.


 

10. Требования к комплексу технических средств


 

10.1. Общие требования к комплексу технических средств

10.1.1. Комплекс технических средств (КТС) системы должен базироваться на серийно выпускаемых средствах автоматизации и вычислительной техники и быть достаточным для реализации всех функций, предусмотренныхнастоящими требованиями.

10.1.2. Технические средства всех САУ, подсистем и уровней должны быть объединены в иерархическую систему централизованного контроля и управления и образовывать распределенный программно-технический комплекс АСУТП электростанции.

Технические средства АСУ ТП электростанции должны обеспечивать подключение средств измерения и сигнализации технологических параметров, исполнительных механизмов и регулирующих устройств (через системылокальной автоматики и САУ), а также связь АСУ ТП электростанции со смежными и вышестоящими АСУ в режиме реального времени. При этом должен соблюдаться иерархический принцип построения АСУ ТП электростанции отполевого уровня до уровня ОКУ и информационного обмена со смежными и вышестоящими АСУ.

10.1.3. ПЛК должны удовлетворять следующим требованиям:

- наличие стандартных интерфейсов ввода-вывода (RS-232, RS-422, RS-485, Ethernet (стандарты IEEE 802.3, IEEE 802.3u), волоконно-оптический);

- наличие гальванической развязки между входными каналами и цифровой частью ПЛК;

- возможность программной адаптации технических средств как на стадии изготовления, так и в процессе эксплуатации при необходимости расширения функций или модернизации;

- обеспечение непрерывного автоматического контроля состояния средств измерения технологических параметров и цепей контроля и управления;

- документальное подтверждение соответствия национальным стандартам.

10.1.4. Технические средства АСУ ТП электростанции должны правильно функционировать при изменении оперативного напряжения в пределах +20 % и -20 % от номинального, в том числе при наличии переменной составляющейв постоянном токе, имеющей частоту 100 Гц до 12 % номинального значения.

10.1.5. Технические средства АСУ ТП электростанции не должны давать ложных команд управления при снятии и подаче оперативного тока, снижении напряжения оперативного тока ниже 20 %, а также при замыканиях на землю вцепях оперативного тока.

10.1.6. В составе КТС должен комплектно поставляться ЗИП и сервисное оборудование для наладки, диагностики и обслуживания.

10.1.7. Состав ЗИП и сервисного оборудования должен определяться на этапе составления ТЗ на АСУ ТП электростанции.

10.1.8. Все технические средства системы должны иметь документы, подтверждающие правомочность их применения на объекте.

10.1.9. Экраны мониторов, применяемых совместно с серверными платформами и рабочими станциями АСУ ТП, должны быть достаточного размера для размещения необходимой текстовой и графической информации. Мониторыдолжны удовлетворять нормам безопасности, а также иметь документальное подтверждение соответствия требованиям ГОСТ Р 50948.

10.1.10. Комплекс технических средств (КТС) должен допускать возможность наращивания, модернизации и развития системы, а при сдаче в эксплуатацию иметь резерв по каналам ввода/вывода не менее 10 %.


 


 

10.2. Характеристика входных и выходных сигналов

10.2.1. Входным сигналами системы являются:

- сигналы, получаемые от средств измерения температуры, давления, уровня, расхода и т.п.;

- сигналы, получаемые от трансформаторов тока, трансформаторов напряжения;

- сигналы напряжения, получаемые непосредственно от шин 0,4 кВ или установок постоянного тока 220, 110 и 24 В;

- сигналы, получаемые с помощью «сухих» контактов (от сигнализаторов положения, коммутационных аппаратов и т.д.);

- сигналы типа «потенциальный вход», получающие питание от внешнего источника напряжения.

10.2.2. Характеристики входных сигналов от средств измерений:

- сигнал постоянного тока 0 - 10 (0 - 5) В на нагрузке не менее 1,0 кОм;

- сигнал постоянного тока 0 - 5 мА, 0 - 20 мА, 4 - 20 мА;

- сигнал от термопреобразователей сопротивления по ГОСТ Р 8.625;

- сигнал от термоэлектрических преобразователей по ГОСТ Р 8.585;

- сигнал переменного тока - 5 А (с частотой 50 ± 5 Гц, df/dt ≤ 10 Гц/с);

- напряжение переменного тока (междуфазное с частотой 50 ± 5 Гц и df/dt ≤ 10 Гц/с) в РУ 6 - 220 кВ - 110 В, в РУ 0,4 кВ - 400 В;

- напряжение постоянного тока - 220, 110 или 24 В;

- сигналы от цифровых средств измерений с интерфейсом RS-232 или RS-485 со стандартным протоколом обмена.

10.2.3. Потребляемая входными устройствами мощность при подведении к ним номинальных знамений тока и напряжения не должна превышать:

- в цепях переменного тока - 1 ВА на каждый токовый вход;

- цепях переменного напряжения, подключенных ко вторичным обмоткам трансформатора напряжения, соединенным в «звезду» - 3 ВА на каждый вход напряжения;

- цепях переменного напряжения, подключенных ко вторичным обмоткам трансформатора напряжения, соединенным в «разомкнутый треугольник» - 1 ВА.

10.2.4. Вторичные цепи переменного тока, подключенные к трансформаторам тока, включая измерительные преобразователи, должны быть проверены на стойкость в режимах КЗ, перегрузки и асинхронного хода. При этом должныучитываться реальные значения токов КЗ, перегрузки и асинхронного хода, время действия релейной защиты, принятые коэффициенты трансформации трансформаторов тока и загрузка токовых цепей.

10.2.5. Цепи переменного напряжения 3 U0, подключенные к обмоткам трансформаторов напряжения, соединенным в «разомкнутый треугольник», должны без повреждений выдерживать напряжение 300 В в течение 1 часа и 120 Вдлительно.

10.2.6. Все элементы, обтекаемые током в нормальном режиме, должны длительно выдерживать 110 % напряжения оперативного постоянного тока и 120 % номинальной величины переменного напряжения.

10.2.7. «Сухие» контакты запитываются напряжением 220 В постоянного или переменного тока со стороны АСУ ТП электростанции. Допускается применение напряжения 27 (24) В при отсутствии других решений.

10.2.8. Дискретные и «потенциальные» входы технических средств АСУ ТП электростанции не должны срабатывать, если напряжение на входе менее 0,6 Uн и должны четко срабатывать при напряжении более 0,75 Uн.

10.2.9. Выходные сигналы:

- для управления магнитными пускателями при напряжении 380 В 50 Гц с коммутируемым током 1 и 6 А;

- управления исполнительными механизмами при напряжении 27 (24) В с коммутируемым током 2 А;

- управления высоковольтными выключателями с параметрами цепи постоянного тока 250 В, 2,5 А, постоянная времени L/R < 50 мс;

- управления устройствами автоматики и сигнализации с параметрами цепи постоянного тока 250 В, 0,15 A, L/R < 50 мс;

- время срабатывания - не более 20 мс.

В технически обоснованных случаях допускаются другие параметры выходных сигналов.


 

10.3. Требования к быстродействию

10.3.1. Характеристики быстродействия АСУ ТП электростанции должны обеспечивать условия быстрого оперативного управления электростанцией.

10.3.2. Время представления режимной и сигнальной информации на экранах рабочих мест любого уровня, а также время от подачи команды управления до получения отзыва об ее исполнении в условиях наибольшей загрузкиконтроллеров нижнего уровня и сети не должно превышать 1,5 с (без учета собственного времени срабатывания исполнительного механизма).

10.3.3. При проектировании АСУ ТП электростанции должны быть выполнены оценочные расчеты, определяющие скорость прохождения и обработки команд и сигналов, на основании которых должна быть выбрана элементнаябаза и структура АСУ ТП электростанции. При этом в качестве исходных данных следует принимать:

- период опроса аналоговых и дискретных сигналов в устройствах нижнего уровня, как правило, не должен превышать 0,1 с;

- период обновления ответственной информации на средствах индикации не должен превышать 1 с.


 

Примечание - Допускается увеличение периодичности опроса и времени прохождения команд управления для процессов и установок, не влияющих на основной технологический процесс электростанции.


 

10.4. Требования к метрологическому обеспечению

10.4.1. Погрешности измерения температуры, давления, напряжения, тока и других параметров должны устанавливаться в конкретных ТЗ в зависимости от вида решаемых задач. Ориентировочные нормы погрешностей основныхпараметров приведены в таблицах 1, 2.

Погрешности измерения тепловой энергии и расхода теплоносителя должны соответствовать требованиям, изложенным в Правилах учета тепловой энергии и теплоносителя [10].

Метрологическое обеспечение системы должно соответствовать ГОСТ Р 8.596, СТО Газпром 2-1.15-205 и нормативной документации: МИ 2273-93 [11], РМГ 29-99 [12], Правила 50.2.016-94 [13], Правила 50.2.009-94 [14], Правила50.2.006-94 [15] и Правила 51-00159093-011-00 [16].

10.4.2. Средства измерения и аппаратные средства ПТК системы должны иметь необходимые сертификаты утверждения типа средства измерения и сертификаты соответствия.

10.4.3. Технические и программные средства, применяемые в измерительных каналах системы, должны проходить метрологическую аттестацию.


 

Таблица 1


 

Ориентировочные нормы погрешностей измеряемых параметров


 

Параметр

Нормируемая погрешность

Нормативный документ

для оперативного контроля

для расчета ТЭП и АСУ

абсолютная

приведенная, %

абсолютная

приведенная, %

Газ, подаваемый на агрегат

Расход

-

±1,6

-

±1,6

РД 153-34.1-11.315-99 [17]

Температура, °C

±2


 

±2


 

РД 34.11.321-96 [18]

Давление


 

±1


 

±1

РД 34.11.321-96 [18]

Воздух окружающей среды

Температура, °C

±1,0


 

±1,0


 

РД 34.11.321-96 [18]

Барометрическоедавление


 

±2,0


 

±2,0

РД 34.11.321-96 [18]

Воздух перед компрессором ГТУ

Расход


 

±2,5


 

±1,0

РД 34.11.321-96 [18]

Давление


 

±1,0


 

±0,5

РД 34.11.321-96 [18]

Температура, °C

±1,0


 

±1,0


 

РД 34.11.321-96 [18]

Воздух за компрессором ГТУ

Температура, °C

±2,0


 

±2,0


 

РД 34.11.321-96 [18]

Воздух на охлаждение агрегата

Расход


 

±2,5


 

±1,0

РД 34.11.321-96 [18]

Давление


 

±0,5


 

±0,5

РД 34.11.321-96 [18]

Температура, °C

±4,0


 

±4,0


 

РД 34.11.321-96 [18]

Продукты сгорания после ГТУ

Давление


 

±1,0


 

±1,0

РД 34.11.321-96 [18]

Температура, °C

±3,0


 

±3,0


 

РД 34.11.321-96 [18]

Скорость вращения турбины

Частота, об/мин

±3,0


 


 

-

РД 34.11.321-96 [18]

Частота

Частотаэлектрическая, Гц

±0,1

-

±0,03

-

Правила [7], ГОСТ13109


 

Таблица 2


 

Классы точности средств измерений электрических параметров


 

Класс точностиприбора

Класс точностишунта, добавочногорезистора

Класс точностиизмерительногопреобразователя

Класс точностиизмерительноготрансформатора

Нормативныйдокумент

1,0

0,5

0,5

0,5

п. 1.6.2 Правил [7]

1,5

0,5

0,5

(допускается 1,0)

0,5

(допускается 1,0)

2,5

0,5

1,0

1,0


 

10.5. Требования к функциональной безопасности

10.5.1. Для функциональной безопасности необходимо обеспечить:

- бесперебойное электропитание системы;

- постоянное наличие ЗИП для АРМ, контроллеров, сетевых средств и других видов аппаратного оборудования;

- возможность дублирования поставки комплектующих при изготовлении технических средств АСУ от нескольких фирм-изготовителей;

- использование только лицензионного ПО;

- регламентированное резервное копирование информации о функционировании системы.

10.5.2. Момент срабатывания дискретных сигналов должен фиксироваться по первому замыканию контактов с контролем длительности дребезга.

10.5.3. Длительность выходных сигналов на включение генераторного выключателя - 0,8-1 с, на отключение - до исполнения команды плюс время запаса 0,3-0,5 с.


 

10.6. Требования к системе единого времени

10.6.1. Из-за высокой скорости ввода информации и необходимости точной ее записи во времени в АСУ ТП электростанции должна быть предусмотрена СЕВ во всех контроллерах, распределенных по территории объекта, в которыхнеобходима регистрация событий с меткой времени, а также в серверах и АРМ.

10.6.2. СЕВ АСУ ТП электростанции должна обеспечивать привязку к Государственной Шкале Единого Времени с точностью не хуже 10 мс.

10.6.3. Устройства ввода информации от объектов, используя сигналы синхронизации от СЕВ, должны обеспечивать следующую временную привязку событий:

- при использовании импульсной синхронизации по выделенной шинке - с точностью не хуже 10 мс;

- использовании для синхронизации информационных каналов - с точностью не хуже 50 мс.


 

10.7. Требования к изоляции, гальванической развязке цепей и электромагнитной совместимости

10.7.1. Дискретные и аналоговые входы, а также релейные выходы должны быть гальванически развязаны от внутренних цепей устройств.

10.7.2. Сопротивление изоляции всех гальванически развязанных цепей относительно корпуса и между собой в обесточенном состоянии при температуре окружающей среды +20° ± 5 °C и относительной влажности до 80 % должнобыть не менее 10 МОм в соответствии с МЭК 60255-5 (2000) [19].

10.7.3. Электрическая изоляция между всеми независимыми цепями устройств (кроме порта последовательной передачи данных) относительно корпуса и всех независимых цепей между собой должна выдерживать без пробоя иперекрытия испытательное напряжение 2000 В (эффективное значение) переменного тока частоты 50 Гц в течение 1 мин в соответствии с МЭК 60255-5 (2000) [19].

10.7.4. Электрическая изоляция независимых цепей между собой и относительно корпуса должна выдерживать без повреждений пакеты положительных и отрицательных импульсов испытательного напряжения, имеющих (приработе источника сигнала на холостом ходу):

- амплитуду импульса:

- для цепей питания - 4 кВ;

- для измерительных цепей - 2 кВ;

- длительность переднего фронта импульса - 5 · 10-9 с;

- длительность импульса - 50 · 10-9 с;

- частоту повторения импульсов:

- для цепей питания - 2,5 кГц;

- для измерительных цепей - 5 кГц;

- длительность пакета импульсов - 15 мс;

- период возмущения - 300 мс.

После испытания должно сохраняться правильное функционирование устройств в соответствии с ГОСТ Р 51317.4.4, класс 4 (б).

10.7.5. Электрическая изоляция независимых цепей между собой и относительно корпуса должна выдерживать без повреждений три положительных и три отрицательных импульса испытательного напряжения, имеющих (приработе источника сигнала на холостом ходу):

- амплитуду - (2,0 - 4,0) кВ;

- длительность переднего фронта-(1,2 ± 0,36) · 10-6 с;

- длительность заднего фронта - (50 ± 10) · 10-6 с;

- длительность интервала между импульсами не менее 5 с.

После испытания должно сохраняться правильное функционирование устройств в соответствии с ГОСТ Р 51317.4.5, класс 4 (б).

10.7.6. Устройства при поданном напряжении оперативного тока должны выдерживать воздействие высокочастотного электромагнитного поля, имеющего следующие параметры:

- напряженность 10 В/м в диапазоне частот 80 - 1000 МГц;

- после испытания должно сохраняться правильное функционирование устройств в соответствии с ГОСТ Р 51317.4.3, уровень 3 (б).

10.7.7. Устройства при поданном напряжении оперативного тока должны сохранять работоспособность при воздействии на его цепи, связанные с сетью переменного тока, высокочастотного испытательного напряжения, имеющегоследующие параметры:

- форму затухающих колебаний частотой (1,0 ± 0,1) МГц;

- амплитудное значение первого импульса:

- при общей схеме подключения источника сигнала к испытываемым блокам - (2,5 ± 0,25) кВ;

- при дифференциальной схеме подключения - (1,0 ± 0,1) кВ;

- время нарастания первого импульса 75 нС с отклонением ±20 %;

- модуль огибающей, уменьшающийся после трех-шести периодов на 50 %;

- частоту повторения импульсов - (400 ± 40) Гц;

- продолжительность воздействия импульсов высокочастотного сигнала - (2-2,2) с;

- внутреннее сопротивление источника высокочастотного сигнала (200 ± 20) Ом в соответствии с МЭК 60255-22-1 (2007) [20], уровень 3.

10.7.8. Устройства должны выдерживать искровое напряжение помехи 4 кВ (контакт) и 8 кВ (воздух) в соответствии с ГОСТ Р 51317.4.2, уровень 3 (б).

10.7.9. Устройства при поданном напряжении оперативного тока должны выдерживать воздействие высокочастотной электрической помехи, приложенной к цепям внешних входов и имеющей следующие параметры:

- напряжение 10 В в диапазоне частот 0,15 - 80 МГц;

- после испытания должно сохраняться правильное функционирование устройств в соответствии с ГОСТ Р 51317.4.6, уровень 3 (б);

10.7.10. Эффективность подавления помех промышленной частоты, которые проникают в систему по цепям внешних входов, должна быть не менее 40 дБ.

10.7.11. Устройства в части электромагнитной совместимости должны соответствовать требованиям ГОСТ Р 50746.

10.7.12. Замыкания на землю в цепях оперативного постоянного тока не должны приводить к отказам в работе контроллеров или выдаче ложных сигналов.


 

10.8. Требования к телекоммуникационной инфраструктуре

10.8.1. Информационный обмен между уровнями АСУ ТП электростанции должен осуществляться с применением стандартных протоколов по цифровым каналам связи (передачи данных) преимущественно с использованиемволоконно-оптических кабелей связи. В обоснованных случаях должно применяться резервирование каналов связи (передачи данных).

10.8.2. Информационные связи между устройствами уровня ОКУ АСУ ТП электростанции должны быть организованы в виде локальной вычислительной сети по протоколу, определяемому в ТЗ на АСУ ТП электростанции.

10.8.3. Архитектура и топология локальной вычислительной сети уровня ОКУ должны обеспечивать требуемые показатели надежности и высокую степень отказоустойчивости АСУ ТП электростанции.

10.8.4. При необходимости организации связи между удаленными контроллерами уровня САУ объекта управления могут использоваться оптоволоконные линии связи или интерфейсы RS 422 или RS 485 со стандартнымиобщепринятыми протоколами связи в соответствии с МЭК 61158 (2003) [21].


 

11. Требования к программному обеспечению


 

11.1. В соответствии с ГОСТ 34.003 программное обеспечение должно состоять из общего ПО и специального ПО.

11.2. Программное обеспечение должно включать:

- операционную систему;

- средства межмашинного обмена данными;

- средства поддержки базы данных;

- средства технологии реального времени;

- средства тестирования, контроля и диагностики аппаратных и программных средств, каналов связи;

- средства взаимодействия типа SCADA-SCADA для обеспечения информационного обмена с уровнем ПДС (верхним уровнем системы, а также смежными системами).

11.3. Программное обеспечение системы должно обладать следующими характеристиками:

- эффективностью, т.е. способностью выполнять все функции, изложенные в настоящих требованиях, при минимальных затратах вычислительных ресурсов;

- устойчивостью к ошибкам (надежностью), т.е. исключением возможности «зацикливания» и попадания в «тупиковые» ситуации, в том числе при неверных и противоречивых данных, способностью правильно функционироватьпри сбоях, ошибках персонала, а также обеспечивать автоматический перезапуск при восстановлении электрического питания после его отключения без выдачи ложных сигналов и управляющих воздействий;

- открытостью, т.е. возможностью вносить необходимые изменения в конфигурацию ПО силами обслуживающего персонала, имеющего соответствующий уровень доступа;

- корректностью, т.е. способностью программы давать правильные результаты при всех комбинациях исходных данных, допустимых в рамках постановки задачи;

- полнотой функций, т.е. способностью выполнять помимо основных также и дополнительные функции, благоприятствующие решению задач: автоматизированного документирования, проверки исходных данных на ошибки, противоречия, полноту и др.;

- быстродействием, т.е. минимальным временем перезапуска, реакции на внешние события, минимальными потерями времени на защиту данных.

11.4. ПО должно обеспечивать:

- реализацию всех функций управления, регулирования, защиты и контроля, выполняемых системой;

- возможность расширения с учетом перспективы развития;

- возможность проверки работоспособности компонентов системы и диагностику неисправностей;

- контроль достоверности входной информации;

- формирование технологического и диагностического архивов;

- формирование отчетной документации;

- защиту от несанкционированного доступа;

- протоколирование действий пользователя (оператора) в процессе работы;

- взаимодействие типа SCADA-SCADA для обеспечения информационного обмена с уровнем ПДС (верхним уровнем системы, а также смежными системами);

- наличие развитой системы меню и оперативных подсказок;

- автоматический перезапуск системы при восстановлении электрического питания после его отключения без выдачи ложных сигналов и управляющих воздействий;

- выполнение необходимых расчетных операций.

11.5. Все поставляемые в составе ПТК программные средства должны иметь сертификаты Российской Федерации, а также лицензионные соглашения (лицензии), подтверждающие правомочность их использования.

11.6. Система должна поставляться с отлаженными программами сбора, обработки, представления и передачи информации, автоматического управления и защиты, диагностики, достаточными для обеспечения выполнения всех еефункций.

11.7. На всех рабочих (операторских, инженерных) станциях системы должно быть установлено антивирусное программное обеспечение, рекомендуемое разработчиком системы.

11.8. Пользовательский интерфейс системы должен быть выполнен на русском языке.

11.9. Должна быть обеспечена защита уже сгенерированной и загруженной части программного обеспечения от случайных изменений.

11.10. Программный комплекс системы должен обеспечивать связь по каналам информационного обмена с подсистемами и контроллерами уровня САУ объектов управления.

11.11. В качестве операционной системы контроллеров должна использоваться операционная система реального времени, которая способна обеспечить требуемый уровень сервиса в определенный (предсказуемый, фиксированный) промежуток времени. Должна быть исключена возможность несанкционированного доступа в работу системы.

11.12. ПО должно соответствовать требованиям МЭК 615083 (1998) [22] и поддерживать регламентированный доступ к информационным ресурсам системы на основании установленных полномочий пользователей и иметь защитуот несанкционированного доступа.

11.13. Система должна сохранять все виды информации (текущую, оперативную, аварийную) при тяжелых авариях, сопровождающихся одновременным снятием постоянного и переменного тока питания системы.

11.14. Информация об аварийных событиях должна протоколироваться и храниться на протяжении срока, регламентированного в ТЗ на АСУ ТП электростанции с доступом к ней в режиме чтения и запрета изменений. ПО должновключать средства для считывания аварийных осциллограмм из терминалов ЦРЗА, их архивирования и просмотра.

11.15. Загрузка ПО устройств АСУ ТП электростанции должна производиться автоматически после подачи литания. При отсутствии связи между уровнями ОКУ и САУ объектов управления программно-технические средствауровней должны автоматически переходить в автономные режимы работы.


 

12. Требования к информационному обеспечению


 

12.1. Информационное обеспечение должно удовлетворять требованиям ГОСТ 24.104.

12.2. Информационное обеспечение по содержанию, системе кодирования, методам адресации и формам представления информации в подсистемах ЭЧ, ТЧ не должно приводить к конфликтам в работе подсистем. Применяемые ввыходных формах термины и определения должны соответствовать СТО Газпром 2-2.3-141 и формам статистической отчетности ОАО «Газпром».

12.3. Должны быть предусмотрены необходимые меры по контролю и обновлению данных в информационных массивах, восстановлению массивов после отказа устройств КТС или сбоях в электропитании.

12.4. Представление информации о текущем состоянии системы на рабочих станциях должно осуществляться посредством отображения в виде таблиц, мнемосхем или графическом виде. Пользовательский интерфейс долженобеспечивать индицирование аварийных и предупредительных событий в виде специальной панели, постоянно присутствующей на экране.


 

13. Требования к диагностированию


 

13.1. Диагностика системы должна включать проверку состояния всех программно-технических средств, включая контроль неисправности каналов связи и аппаратуры связи.

13.2. Глубина самодиагностики должна быть не хуже, чем до сменного блока (модуля).

13.3. Аппаратура системы должна диагностироваться автоматически в процессе работы. При необходимости может быть организован режим контроля системы для более глубокой диагностики, в этом случае контроль должензапускаться оператором с рабочих мест системы. Данные о неисправности аппаратуры должны вводиться в базу данных, передаваться на рабочие места, отображаться на экране с указанием отказавшего узла системы с точностью досменного блока и регистрироваться в архиве.

13.4. Диагностика системы должна включать проверку программного обеспечения, блокировку запуска искаженных программ с отображением допущенных ошибок и принятых решений на экранах рабочих мест.

13.5. Самодиагностика контроллеров должна обеспечиваться встроенными аппаратно-программными средствами.

13.6. Диагностика на уровне комплекса должна обеспечиваться диагностическим программным обеспечением и диагностическими средствами сетевого программного обеспечения.

13.7. Система должна обеспечивать определение достоверности используемой информации для исключения использования и представления недостоверной информации и формировать сообщения о дефектных информационныхканалах.

13.8. Система должна обеспечивать диагностику реализации управляющих воздействий. Должен предусматриваться контроль по времени замыкания или размыкания концевых выключателей исполнительных механизмов, блок-контактов пускателей и т.д.

13.9. Система должна обеспечивать контроль соответствия используемого параметра регулирования текущему режиму работу электростанции для исключения попадания отдельных ЭБ или электростанции в целом в недопустимыйрежим.


 

14. Требования к источникам питания


 

14.1. Электропитание и заземление аппаратной части АСУ ТП должны соответствовать требованиям Правил [7].

14.2. Должно быть предусмотрено электропитание системы от двух источников: от сети собственных нужд напряжением 220 В 50 Гц переменного тока и от сети 220 В оперативного постоянного тока или от двух секций ЩПТ 220 Воперативного постоянного тока.

14.3. Функционирование системы в условиях полного исчезновения питания должно осуществляться от источников бесперебойного питания (ИБП). ИБП должен обеспечивать питание системы в течение не менее 0,5 часа.

14.4. Переход с основного источника питания на резервный и обратно должен осуществляться автоматически без потери работоспособности системы.


 

15. Требования к конструкции и устойчивости к внешним воздействующим факторам


 

15.1. Устройства АСУ ТП, размещаемые в шкафах, должны быть, как правило, рассчитаны на работу без принудительной вентиляции шкафа. В случае необходимости следует применять системы кондиционирования помещений, вкоторых располагаются шкафы АСУ ТП.

15.2. Для подключения внешних сильноточных цепей корпусы устройств должны быть снабжены контактными наборными зажимами для подключения под винт М4 двух проводов каждый сечением до 2,5 мм2 или одного проводасечением 4 мм2 и выполнены по второму классу контактного соединения по ГОСТ 10434.

15.3. На рядах зажимов не должны находиться в непосредственной близости один от другого зажимы, случайное соединение которых может вызвать включение или отключение присоединения, либо короткое замыкание в цепяхоперативного тока.

15.4. Место установки устройств должно быть защищено от попадания брызг воды, масел, эмульсий, а также прямого воздействия солнечной радиации.

15.5. Устройства системы должны безотказно работать при длительных наклонах до 10° относительно горизонтальной поверхности.

15.6. Электронные блоки АСУ (САУ) должны быть устойчивы к воздействию синусоидальных вибраций в соответствии с группой исполнения N3 по ГОСТ 12997 с амплитудой смещения для частоты ниже частоты перехода 0,075 мм и амплитудой ускорения для частоты выше частоты перехода 9,8 м/с2.

15.7. Электронные блоки АСУ (САУ) должны быть устойчивы к воздействию одиночных механических ударов с пиковым ускорением ≤ 5 g и длительностью не более 10 мс.

15.8. Агрегаты, расположенные на ГТД или вблизи ГТД на раме, должны быть устойчивы к воздействию синусоидальных вибраций в диапазоне частот 5...510 Гц и перегрузкам до 100 (10) м/с2 (g).

15.9. Требования по устойчивости блоков и агрегатов АСУ (САУ) к внешним воздействующим факторам могут быть ужесточены и должны определяться техническим заданием для условий конкретного применения.

15.10. Требования по устойчивости упакованных в транспортную тару блоков и агрегатов должны определяться техническим заданием.

15.11. Устройства САУ ГТУ, размещаемые на открытом воздухе, должны быть рассчитаны на работу в следующих условиях:

- диапазон рабочих температур от -40 °C (для северных районов -55 °C) до +50 °C;

- относительная влажность до 80 % при температуре +35 °C.

15.12. Устройства САУ ГТУ, размещаемые в непосредственной близости от агрегата и вне специального термостатированного помещения, должны быть рассчитаны на работу в следующих условиях:

- диапазон рабочих температур от -20 °C до +70 °C;

- относительная влажность до 80 % при температуре +50 °C;

- наличие пыли до 2,5 мг/м3.

15.13. Устройства САУ ГТУ, размещаемые в непосредственной близости от агрегата в специально термостатированном помещении или на ГЩУ электростанции, должны быть рассчитаны на работу в следующих условиях:

- диапазон рабочих температур от +5 °C до +35 °C (допускается работа при более низких температурах без конденсации влаги в электронной аппаратуре);

- относительная влажность до 80 % при температуре +35 °C.

15.14. Устройства АСУ ТП электростанции должны сохранять работоспособность при температуре окружающего электростанцию воздуха от -55 °C до +50 °C.

Шкафы с аппаратурой АСУ должны быть термостатированы, в них должны обеспечиваться следующие условия:

- температура воздуха от +5 °C до +35 °C;

- относительная влажность не более 75 % при +30 °C и более низких температурах без конденсации влаги.

На рабочих местах для нормального функционирования технических средств систем и безопасности труда персонала должны быть обеспечены следующие условия:

- температура воздуха в помещении - от +18 °C до +25 °C;

- относительная влажность - 40 %-60 % при +20 °C;

- частота вибрации - не более 25 Гц при амплитуде смещения не более 0,1 мм;

- в воздухе помещений не должно быть агрессивных веществ, вызывающих коррозию.

15.15. Температурные показатели устанавливаются в ТЗ на АСУ ТП электростанции и могут корректироваться в соответствии с природными условиями, свойственными району применения.

15.16. Исполнение шкафов АСУ ТП должно быть брызгозащищенным, степень защиты IP54 по ГОСТ 14254.

15.17. Шкафы оборудования АСУ ТП электростанции в транспортной таре должны выдерживать воздействие температуры окружающей среды от -55 °C до +50 °C.

15.18. Шкафы оборудования АСУ ТП электростанции в транспортной таре должны выдерживать воздействие относительной влажности 100 % при +25 °C.


 

16. Требования к надежности


 

16.1. Требования к надежности АСУ ТП электростанции должны устанавливаться в соответствии с ГОСТ 24.701.

16.2. АСУ ТП электростанции должна функционировать в непрерывном режиме, круглосуточно и соответствовать требованиям, предъявляемым к многокомпонентным, многоканальным, ремонтопригодным и восстанавливаемымсистемам.

16.3. Средняя наработка на отказ типа «пропуск аварии» по параметрам температуры, давления, скорости вращения, защиты генератора - не менее 100 000 ч.

16.4. Средняя наработка на отказ типа «ложный аварийный останов» не менее 50 000 ч.

16.5. Средняя наработка на отказ типа «не выполнение функции управления» - не менее 25000 ч.

16.6. Средняя наработка на отказ по каналу контроля технологических параметров - не менее 25 000 ч.

16.7. Полный средний срок службы системы - не менее 10 лет, средний ресурс до капитального ремонта - не менее 50 000 ч, назначенный ресурс между текущими ремонтами - 8000 ч. Назначенные ресурсы между текущимиремонтами для гидро- и пневмомеханических агрегатов ГТД устанавливаются техническим заданием на САУ ГТД.

16.8. Среднее время восстановления работоспособного состояния системы - не более 1 ч (без учета доставки ЗИПа).


 

17. Требования безопасности


 

17.1. Исполнение системы должно соответствовать требованиям следующих документов: ПБ 08-624-03 [23], ПБ 12-529-03 [24], Правила [6], РД 153-34.0-03.150-00 [25], Правила [7], ГОСТ 12.1.004, ГОСТ 12.2.007.9, ГОСТ 12.2.003, ГОСТ Р 51350.

17.2. Изделия, входящие в состав системы, должны иметь защитное заземление в соответствии с ГОСТ 12.1.030. Должна быть предусмотрена защита от статического электричества согласно ГОСТ 12.1.018. Все части изделий, находящиеся под напряжением выше 42 В по отношению к корпусу, должны иметь защиту от случайного прикосновения.

17.3. Персонал, работающий с АСУ ТП электростанции, должен соблюдать нормы безопасности в соответствии с межотраслевыми правилами по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок [25].


 

18. Требования к эргономике


 

18.1. Внешний вид и конструкция приборных стоек и другой аппаратуры системы должны соответствовать современным требованиям технической эстетики, эргономики и инженерной психологии.

18.2. Общие эргономические и эстетические требования должны соответствовать:

- по рабочим местам операторов - СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03 [26], ГОСТ 21958, ГОСТ 21889, ГОСТ Р 50949, ГОСТ Р 50923;

- по органам управления, средствам связи, средствам отображения информации - ГОСТ 22269, ГОСТ 23000.


 

19. Требования к монтажу и пусконаладочным работам


 

19.1. Монтаж системы на объекте применения должен проводиться в соответствии с требованиями Инструкции по эксплуатации КТС АСУ ТП электростанции и Правилами [7].

19.2. Заземление системы выполняется путем подключения к общему защитному заземляющему контуру с сопротивлением не более 4 Ом. По требованию поставщика АСУ ТП допускается устройство отдельногоинструментального контура заземления.

19.3. При изготовлении кабельной сети для подключения системы должны выполняться следующие требования:

- каждый кабель должен иметь на обоих концах бирки с маркировкой, расположенные непосредственно, на концах кабеля и обеспечивающие чтение маркировки;

- электрическое сопротивление изоляции изготовленного кабеля между жилами и каждой жилой и экранирующей оболочкой должно быть не менее 20 МОм для силовых кабелей и 5 МОм - для информационных;

- прокладка кабелей должна предусматриваться по кратчайшему расстоянию во избежание электромагнитных наводок;

- силовые кабели должны прокладываться в максимально возможном удалении от информационных, но не ближе 0,5 м. Исключение составляют оптоволоконные кабели, которые не подвержены электромагнитным наводкам.

19.4. Пусконаладочные работы после завершения монтажных работ производят представители подрядной пусконаладочной организации и предприятия - изготовителя ПТК АСУ ТП электростанции, выполняющего работы по шеф-монтажу и шеф-наладке.

19.5. Организация пусконаладочных работ и приемки АСУ ТП электростанций в эксплуатацию осуществляется в соответствии с Порядком организации пусконаладочных работ [27], СНиП 3.05.07-85 [28] и с учетом требований РД34.35.414-91 [29] в части взаимосвязи этапов при вводе АСУ ТП электростанции в действие. Продолжительность всех этапов работ по пусконаладке и вводу в действие АСУ ТП утверждается заказчиком.


 

20. Требования к порядку ввода АСУ ТП электростанций в постоянную эксплуатацию


 

20.1. При вводе в действие электростанции этапы работ по АСУ ТП ЭСН должны быть взаимоувязаны с этапами работ на основном оборудовании.

20.2. Порядок контроля и приемки АСУ ТП ЭСН должен соответствовать требованиям ГОСТ 34.603, РД 34.35.414-91 [29], РД 34.35.412-88 [30] и СНиП 3.01.04-87 [31].

20.3. АСУ ТП ЭСН должна пройти следующие виды испытаний:

- предпоставочные заводские испытания подсистем и локальных САУ АСУ ТП ЭСН;

- предварительные автономные (индивидуальные) испытания подсистем АСУ ТП ЭСН;

- предварительные комплексные испытания;

- опытную эксплуатацию;

- приемочные испытания.

Все виды испытаний, кроме заводских, проводятся на объекте в составе испытаний АСУ ТП ЭСН.

20.4. Индивидуальные испытания подсистем и локальных САУ АСУ ТП ЭСН должны проводиться пусконаладочным персоналом с привлечением персонала организации-пользователя по проектным схемам в процессе ПНР послевведения эксплуатационного режима электроснабжения. Перед индивидуальными испытаниями должно быть проверено выполнение строительных норм и правил, стандартов, включая стандарты безопасности труда, нормтехнологического проектирования, правил органов государственного контроля и надзора, правил устройства электроустановок, правил охраны труда, правил взрыво- и пожаробезопасности.

Индивидуальные испытания подсистем АСУ ТП и локальных САУ проводятся на объекте одновременно с опробованием, индивидуальными испытаниями и вводом в действие основного оборудования электростанции.

Дефекты и недоделки, допущенные в ходе строительства и монтажа, а также дефекты оборудования, выявленные в процессе индивидуальных испытаний, должны быть устранены строительными, монтажными организациями изаводами-изготовителями до начала комплексного опробования.

20.5. Предварительные комплексные испытания должны проводиться для АСУ ТП ЭСН в целом и обеспечить во всех режимах функционирования ЭСН проверку выполнения функций подсистем АСУ ТП ЭСН, установленных в ТЗна АСУ ТП ЭСН, в том числе всех связей между подсистемами. Программа и методики предварительных испытаний, порядок их проведения должны соответствовать РД 50-34.698-90 [32], ГОСТ 34.603, ВРД 39-1.10-029-2001 [33].

20.6. Предварительные комплексные испытания должны проводиться одновременно с комплексным опробованием агрегатов электростанции. При комплексном опробовании должна быть проверена совместная работа под нагрузкойэнергоблоков, вспомогательного оборудования и АСУ ТП ЭСН.

20.7. Предварительные испытания следует выполнять после проведения разработчиком отладки и тестирования поставляемых программных и технических средств системы и представления им соответствующих документов об ихготовности к испытаниям, а также после ознакомления персонала АСУ ТП ЭСН с эксплуатационной документацией.

20.8. Предварительные испытания АСУ ТП ЭСН проводят для определения ее работоспособности и решения вопроса о возможности приемки в опытную эксплуатацию.

20.9. Опытная эксплуатация проводится персоналом организации-пользователя для проверки правильности функционирования АСУ ТП электростанции на действующем оборудовании, выполнения всех заложенных функций, атакже для обучения оперативного персонала (пользователей) применению средств АСУ ТП при управлении и регулировании режимами работы ЭСН.

В процессе опытной эксплуатации для решения технических вопросов и устранения выявленных недостатков должны принимать участие проектировщик, разработчик и изготовитель АСУ ТП ЭСН.

Продолжительность опытной эксплуатации должна быть не более 6 месяцев. По результатам опытной эксплуатации составляется акт о завершении опытной эксплуатации.

20.10. Приемочные испытания АСУ ТП ЭСН должны проводиться после окончания опытной эксплуатации.

20.11. Приемочные испытания АСУ ТП ЭСН проводят для определения соответствия системы техническому заданию, оценки качества опытной эксплуатации и решения вопроса о возможности приемки АСУ ТП ЭСН в постояннуюэксплуатацию.

20.12. Приемочные испытания АСУ ТП ЭСН проводят в соответствии с программой и методикой приемочных испытаний. Программа и методика приемочных испытаний должна быть подготовлена разработчиком системыуправления и изготовителем электростанции на основании требований РД 50-34.698-90 [32], ГОСТ 34.603, ВРД 39-1.10-029-2001 [33], согласована с заказчиком, а также организацией, осуществляющей в последующем эксплуатациюэлектростанции (организации-пользователя).

20.13. В состав приемочной комиссии от организации-пользователя в обязательном порядке должны быть включены ответственные за энергохозяйство данной организации и ее структурного подразделения, специалисты которогонепосредственно осуществляют эксплуатацию электростанции.


 

21. Требования к порядку обслуживания программно-технических средств АСУ ТП электростанции


 

21.1. При эксплуатации система, как правило, не должна требовать периодического технического обслуживания, кроме замены отдельных устройств, при неисправностях или отказах.

21.2. Для обслуживания ПТС АСУ ТП ЭСН должен привлекаться следующий эксплуатационный персонал:

- для осуществления обслуживания датчиков (температуры, давления, перепада давления, уровня, расхода, сигнализации), линий связи датчиков с ПТС АСУ Э - мастер или слесарь КИП;

- обслуживания и ремонта технических средств - инженер по АСУ, инженер по автоматизации и механизации производственных процессов, инженер-электроник;

- сопровождения программного обеспечения - инженер-программист;

- осуществления поверки (калибровки) измерительных каналов - техник-метролог.

Обслуживание технических средств АСУ, расположенных в ячейках КТП, ЗРУ и в других устройствах, обслуживаемых службой релейной защиты, выполняет инженер АСУ в присутствии инженера-релейщика.

21.3. Обслуживание устройств (терминалов, блоков) микропроцессорной релейной защиты и автоматики выполняет инженер-релейщик.

21.4. Состав и численность обслуживающего персонала АСУ ТП ЭСН должны быть определены на стадии рабочего проектирования на основании расчетов, по действующей на тот момент НТД.

21.5. Восстановительный ремонт отказавшего оборудования должен проводиться на заводе-изготовителе. При невозможности отправки оборудования на завод ремонт должен производиться заводской ремонтной бригадой на месте.

21.6. Обслуживание ПТС АСУ ТП электростанции должно производиться в односменном режиме.


 

Библиография


 

[1]

Руководящий документ РАО«Газпром»

Применение электростанций собственных нужд новогопоколения с поршневым и газотурбинным приводом

РД 51-015 86 23-07-95

[2]

Руководящий документОАО «Газпром»

Правила технической эксплуатации электростанцийсобственных нужд объектов ОАО «Газпром»

ВРД 39-1.10-071-2003

[3]

Руководящий документОАО «Газпром»

Технические требования к системам возбуждения генераторовэлектростанций ОАО «Газпром»

ЭТ-233

[4]

Руководящий документОАО «Газпром»

Технические требования к многофункциональным цифровымустройствам релейной защиты для систем электроснабженияОАО «Газпром»

ЭТ-218-1

[5]

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации(утверждены приказом Минэнерго России от 19.06.2003 № 229)

[6]

Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей (утверждены приказомМинэнерго России от 13.01.2003 № 6)

[7]

Правила устройства электроустановок (ПУЭ), 7-е изд. (утверждены приказом МинэнергоРоссии от 08.07.2002 № 204)

[8]

Отраслевая система оперативно-диспетчерского управления (ОСОДУ) ЕСГ России. Общесистемные технические требования (утверждены РАО «Газпром» 19.08.98)

[9]

Основные положения по автоматизации объектов энергообеспечения ОАО «Газпром» (утверждены ОАО «Газпром» 02.04.2001)

[10]

Правила учета тепловой энергии и  теплоносителя (утверждены первым заместителемминистра топлива и энергетики РФ 12.09.95 № ВК-4936)

[11]

Документ ГосстандартаРоссии

Области использования средств измерений, подлежащихповерке. Рекомендация

МИ 2273-93

[12]

Документ ГосстандартаРоссии

Метрология. Основные термины и определения

РМ Г 29-99

[13]

Правила ГосстандартаРоссии

Государственная система обеспечения единства измерений. Российская система калибровки. Требования к выполнениюкалибровочных работ

ПР 50.2.016-94

[14]

Правила ГосстандартаРоссии

Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средствизмерений

ПР 50.2.009-94

[15]

Правила ГосстандартаРоссии

Государственная система обеспечения единства измерений. Порядок проведения поверки средств измерений

ПР 50.2.006-94

[16]

Правила ОАО «Газпром»

АСУ ТП в газовой промышленности. Метрологическоеобеспечение. Основные положения

ПР 51-00159093-011-00

[17]

Руководящий документ РАО«ЕЭС России»

Методика выполнения измерений расхода природного газа, подаваемого в котел, на ТЭС

РД 153-34.1-11.315-99

[18]

Руководящий документ РАО«ЕЭС России»

Нормы погрешности измерений технологических параметровтепловых электростанций и подстанций

РД 34.11.321-96

[19]

Международный стандарт

Реле электрические. Часть 5. Координация изоляцииизмерительных реле и защитных устройств. Требования ииспытания

МЭК 60255-5 (2000)

[20]

Международный стандарт

Реле электрические. Часть 22-1. Испытания на электрическиепомехи для измерительных реле и защитного оборудования. Испытания на взрывостойкость при 1 МГц

МЭК 60255-22-1 (2007)

[21]

Международный стандарт

Передача цифровых данных для измерения и управления. Шины полевые для систем автоматического регулирования иуправления технологическими процессами

МЭК 61158 (2003)

[22]

Международный стандарт

Системы электрические /электронные/ программируемыеэлектронные, связанные с функциональной безопасностью. Часть 3. Требования к программному обеспечению

МЭК 61508-3 (1998)

[23]

Правила безопасностиГосгортехнадзора России

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности

ПБ 08-624-03

[24]

Правила безопасностиГосгортехнадзора России

Правила безопасности систем газораспределения игазопотребления

ПБ 12-529-03

[25]

Руководящий документМинэнерго России

Межотраслевые правила по охране труда (правилабезопасности) при эксплуатации электроустановок (сизменениями и дополнениями)

РД 153-34.0-03.150-00

(ПОТ Р М-016-2001)

[26]

Санитарные правила инормыГоскомсанэпиднадзораРоссии

Гигиенические требования к персональным электронно-вычислительным машинам и организации работы

СанПиН 2.2.2/2.4.1340-03

[27]

Порядок организации пусконаладочных работ на объектах ОАО «Газпром», вводимых вэксплуатацию по договорам на реализацию инвестиционных проектов (утвержден ОАО«Газпром» 05.12.2003)

[28]

Строительные нормы иправила

Системы автоматизации

СНиП 3.05.07-85

[29]

Руководящий документМинэнерго СССР

Правила организации пусконаладочных работ по АСУ ТП натепловых электростанциях

РД 34.35.414-91

[30]

Руководящий документМинэнерго СССР

Правила приемки в эксплуатацию из монтажа и наладки системуправления технологическими процессами тепловыхэлектрических станций

РД 34.35.412-88

[31]

Строительные нормы иправила

Приемка в эксплуатацию законченных строительствомобъектов. Основные положения

СНиП 3.01.04-87

[32]

Руководящий документГосстандарта СССР

Комплекс стандартов и руководящих документов наавтоматизированные системы. Требования к содержаниюдокументов

РД 50-34.698-90

[33]

Руководящий документОАО «Газпром»

Типовые программы и методики проведения предварительных, приемочных и эксплуатационных испытаний электроагрегатови электростанций с поршневым и газотурбинным приводом

ВРД 39-1.10-029-2001


 


 

Ключевые слова: энергохозяйство, автоматизированная система управления, технологический процесс, электростанция, требования технические


 


 

Содержание


 

1. Область применения

2. Нормативные ссылки

3. Сокращения

4. Характеристика объектов автоматизации

4.1. Одноагрегатные электростанции

4.2. Аварийные электростанции

4.3. Многоагрегатные электростанции

4.4. Режимы работы электростанций

4.5. Характеристика эксплуатационного персонала

4.6. Климатическое исполнение

5. Требования к структуре АСУ ТП электростанций

5.1. Общие требования

5.2. Требования к АСУ ТП одноагрегатных электростанций

5.3. Требования к АСУ ТП многоагрегатных электростанций

6. Требования к подсистеме управления электротехнической частью электростанции

7. Требования к подсистеме управления тепломеханической частью электростанции

8. Требования к системе автоматического управления энергоблока

9. Требования к средствам уровня оперативного контроля и управления многоагрегатных электростанций

10. Требования к комплексу технических средств

10.1. Общие требования к комплексу технических средств

10.2. Характеристика входных и выходных сигналов

10.3. Требования к быстродействию

10.4. Требования к метрологическому обеспечению

10.5. Требования к функциональной безопасности

10.6. Требования к системе единого времени

10.7. Требования к изоляции, гальванической развязке цепей и электромагнитной совместимости

10.8. Требования к телекоммуникационной инфраструктуре

11. Требования к программному обеспечению

12. Требования к информационному обеспечению

13. Требования к диагностированию

14. Требования к источникам питания

15. Требования к конструкции и устойчивости к внешним воздействующим факторам

16. Требования к надежности

17. Требования безопасности

18. Требования к эргономике

19. Требования к монтажу и пусконаладочным работам

20. Требования к порядку ввода АСУ ТП электростанций в постоянную эксплуатацию

21. Требования к порядку обслуживания программно-технических средств АСУ ТП электростанции

Библиография