Проектирование подстанции нового поколения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

подстанция проектирование высоковольтный оборудование

Введение

1. Преимущества подстанции нового поколения

1.1 Цели проектирования подстанции нового поколения

1.2 Основные технологий подстанции нового поколения

1.3 Используемая архитектура при проектировании подстанции

1.4 Протокол IEK(МЭК) 61850

1.5 Микро-сети на основе IEK(МЭК) 61850

2. Расчет при проектировании подстанции нового поколения

2.1 Характеристика ПС 330 кВ Новгородская

2.2 Расчет потребляемых мощностей на ПС 330 кВ новгородская

2.3 Выбор высоковольтного первичного оборудования для проектируемой подстанции

2.4 Общие положения по проектированию АСУ ТП на ПС 330кВ Новгородская

2.5 Описание существующей АСУ ТП ПС 330 кВ Новгородская

2.6 Технические решения по проектированию АСУ ТП

2.6.1 Модернизация устройств верхнего уровня АСУ ТП

2.6.2 Решения в части оборудования рабочих станций АСУ ТП

2.6.3 Программное обеспечение АСУ ТП

2.7 Реализация функций дистанционного управления

2.8 Реализация ключа дистанционного управления.

2.9 Виды испытаний, проводимых при приемке, смонтированной АСУ ТП

2.10 Сети связи

2.10.1 Характеристика состава и структуры сооружений и линий связи

2.10.2 Система гарантированного электропитания

2.11 Экологические аспекты и охрана труда при эксплуатации подстанции нового поколения

2.11.1 Экологическая политика на предприятиях электроэнергетики

2.11.2 Охрана труда при эксплуатации подстанции нового поколения

3. Российский и зарубежный опыт при проектировании и модернизации электросетевого комплекса

Заключение

Список используемых источников



Введение

Актуальность данной работы, в современных условиях развития цифровых технологий, имеет высокую значимость, как для развития электросетевого комплекса внутри нашей страны, так и в сопредельных странах. Проектирование подстанции нового поколения (цифровой подстанции), с использованием последних, передовых технологий в части АСУ ТП и релейной защиты и автоматики, даёт возможность централизованного управления, разрозненными частями энергосистемы в целом, уменьшая тем самым возможность возникновения технологических нарушений, и снижения уровня расходов на заработную плату дежурного персонала, на высоковольтной подстанции.

С начала 90-х годов 20 века начали постепенно развиваться цифровые технологии в системе сбора и последующей обработки информации, автоматизации и управления высоковольтными подстанциями. В связи с развитием цифровых технологий происходит постепенное повышение производительности труда, сокращение площади занимаемой подстанцией, поднимается уровень безопасности труда для обслуживающего персонала на объектах электроэнергетики, также появляется возможность диагностирования высоковольтного оборудования в режиме реального время и использования сверхточных методов измерения электроэнергии.

Целью моей работы является технико-экономическое обоснование строительства подстанции нового поколения и повышение надежности работы высоковольтного электрооборудования посредствам внедрения инновационных технологий. Для достижения желаемого результата необходимо решить следующие задачи:

- рассмотреть последние технологические решения применяемые в области проектирования и строительства подстанции нового поколения;

-произвести расчет необходимого первичного высоковольтного и вторичного оборудования для подстанции;

-произвести технико-экономический анализ данного проекта;

-проанализировать проект строительства подстанции нового поколения с точки зрения соответствия современным экологическим аспектам и нормам по охране труда при эксплуатации электроустановок.



1. Преимущества подстанции нового поколения

1.1 Цели проектирования подстанции нового поколения

Подстанция нового поколения оснащается набором цифровых устройств, которые обеспечивают: функционирование системы релейной защиты и автоматики, АСУ ТП, запись данных коммерческого учета электроэнергии, регистрацию технологических нарушений и аварийных событий используя протокол IEK(МЭК) 61850.

Цели проекта:

1) Повышение безопасности при эксплуатации высоковольтной подстанции- достигается путем контроля первичного оборудования в режиме реального времени.

2) Уменьшение капитальных вложений на этапе проектирования и строительства, а также сокращение временных затрат при наличии типового проекта и спецификации необходимого оборудования.

3) Оптимизация затрат на заработную плату дежурного персонала и техническое обслуживание подстанции (управление оборудованием осуществляется дистанционно из «Центра управления сетями», а график обслуживания оборудования формируется путем анализа данных интеллектуальной системой).

4) Возможность модернизации или расширение как по классу напряжения, так и по мощности действующей высоковольтной подстанции.

5) Применение оборудования различных производителей за счёт стандартизации и совместимости с протоколом IEK(МЭК) 61850.

6) Увеличение скорости обмена данными между устройствами внутри подстанции и ЦУС используя оптико-волоконную связь и Ethernet.



1.2 Основные технологий подстанции нового поколения

На действующих в настоящее время высоковольтных подстанциях в релейных залах, открытых и закрытых распределительных устройствах, кабельных каналах проложены десятки тысяч сигнальных медных проводов, которые соединяют основное оборудование подстанции с устройствами релейной защиты, мониторинга и учета. Процесс периодического обслуживания и обновления таких сигнальных схем в течении всего срока эксплуатации является сложной, а порой и не выполнимой задачей. Также разрушение маслонаполненных высоковольтные трансформаторы тока и напряжения грозит возгоранием и серьёзными материальными потерями для предприятия энергетики.

На данном этапе развития технологий появляется возможность проектирования и строительства более совершенной высоковольтной подстанции с классом напряжения 330/110/35/10 кВ - подстанции нового поколения

Подстанция нового поколения обладает следующими преимуществами:

-использование первичного измерительного и коммутационного высоковольтного оборудования с гибридной, воздушной или газовой изоляцией;

-полная автоматизация подстанции с применением оперативной блокировки и дистанционное управление технологическими процессами из ЦУС, с целью исключения «человеческого фактора» и сокращения расходов на оплату труда дежурному персоналу ПС;

-соединение высоковольтных выключателей, трансформаторов тока и напряжения в единую цепь с реле защиты и автоматики при помощи оптического волокна;

-использование интеллектуальных электронных устройств(ИЭУ), которые связаны друг с другом и ЦУС через оптическую сеть IEK(МЭК) 61850:

В нашем проекте мы используем ИЭУ фирмы «ЭКРА»

Рисунок 1 Интеллектуальное электронное устройство

1.3 Используемая архитектура при проектировании подстанции

На примере наглядной схемы изучим структуру подстанции нового поколения более подробно (Рисок 2)

Рисунок 2 Подстанция нового поколения

Как мы видим на схеме, на данном этапе развития технологий в области проектирования и строительства, выделяют 3 уровня в иерархической цепочки, архитектуры подстанции:

1) Уровень станции-занимает первую ступень. Это оборудование для: управления подстанцией-автоматизированное рабочее место, сервер регистрации неисправностей и передачи данных в ЦУС.

2) Уровень присоединений-вторичное оборудование подстанции: релейная защита и автоматика, оборудование для мониторинга и диагностики в режиме реального времени.

3) Уровень процесса- всё первичное высоковольтное оборудование: автотрансформаторы, трансформаторы, измерительные трансформаторы тока и напряжения, а также устройства интерфейса процесса (ИЭУ).

Оцифровка получаемой информации оказывает влияние на существующие компоненты и аспекты подстанции нового поколения. Рассмотрим основные элементы:

-два вида коммуникационных шин станционная и технологическая: дают возможность обмениваться сигналами между различными уровнями интеллектуальных электронных устройств. Уровень ИЭУ станции-станционная шина и уровень ИЭУ системного оборудования, устройств и преобразователей-технологическая шина.

-для синхронизации времени используют часы GPS: на подстанции нового поколения необходимо точное отображение времени для селективной работы систем защиты и автоматики и своевременного анализа журнала событий и технологических операций (предпочтительно применять Simple Network Time Protocol)



Рисунок 3 GPS-часы

-для преобразования аналоговых сигналов в цифровой формат применяются сплит-модули: собирают сигналы от используемого в технологическом процессе оборудования, которые в дальнейшем передаются по логической цепочке через шину процесса на другие взаимосвязанные устройства.

Рисунок 4 Преобразователь аналогового сигнала

1.4 Протокол IEK(МЭК) 61850

МЭК- международная электротехническая комиссия, осуществляет на международном уровне стандартизацию электрических, электронных и сопутствующих им технологий, которые можно также охарактеризовать одним емким понятием как раздел- «электротехника». Разделы IEK(МЭК) затрагивают огромный спектр технологий от производства и получения электроэнергии из различных источников (в т.ч. солнечная энергия, морская энергия) до распределения ее для бытовой техники и офисного оборудования.

Стандарт IEK(МЭК) 61850 разбивает внутри подстанционную связь для обмена информацией на две иерархические составляющие: обмен информацией между аналогичными устройствами и от устройства к интерфейсу мониторинга и контроля в основном высоковольтном оборудовании: IEK(МЭК) 61850-8-1 шина на уровне станции для связи между устройствами, также по требованию возможно её обобщение для межсетевых соединений и связи с другими энергетическими объектами. Впервые была внедрена в 2004 году и с тех пор получила широкое распространение у различных производителей. Станционная шина поддерживает средства для общей архитектуры подстанции и благодаря своим особенностям даёт возможность сокращения медных проводников в следствии применения не опрашиваемой одноранговой связи устройства, более распространённое название GOOSE.

Подстанция нового поколения базируется на стандарте IEK 61850 «Коммутационные сети и системы на подстанциях», он подразделяется на 10 подгрупп, которые регламентируют следующие вопросы:

-группа 1-3 общие правила и руководство по применению;

-группа 4 правила ведения проектов и управление тендером для внедрения стандарта;

-группы 5-6 подробно описывают требования к коммутации и язык ввода информации;

-группа 7 предлагает исчерпывающую информацию о транзакциях и моделях используемых данных применённых в стандарте;

-группы 8-9 описывают возможные разделы отображения информации для станции и шины процесса;

-группа 10 предлагает инструкции проведения испытаний на соответствие «Требованиям к безопасности электрооборудования для проведения измерений, управления и лабораторного использования…» стандарт IEK 62850.

Интеллектуальные электронные устройства, многочисленные датчики релейной защиты и автоматики, оборудование АСУ ТП должны быть подключены в одну сеть и иметь связь как внутри подстанции, так и с общей системой управления. На более ранних этапах развития электросетевого комплекса существовало большое количество различных протоколов и требовалось много усилий для их объединения в одну сеть и бесперебойной работы оборудования. Это мешало получению адекватной отдачи от вложенных инвестиций, что замедляло появление подстанции нового поколения. После внедрения стандарта IEK(МЭК) 61850 в 2004 году появилась возможность обеспечить взаимодействие между различными производителями и поставщиками оборудования.

В условиях современного мира стандарт IEK(МЭК) 61850 быстро развивается и находит своё применение в новых областях электросетевого комплекса. Особое внимание заслуживают два стандарта IEK(МЭК) 61850-8-1 и 61850-9-2. Они позволили провести полную оцифровку сигналов на высоковольтной подстанции, что решило вопрос об управлении и передачи больших объёмов данных в реальном времени.

IEK(МЭК) 61850-8-1 применяется как стандарт для подстанционной шины. Объединяет в себе средства для сбора информации и предоставления отчётов, которые могут быть использованы другими устройствами и HMI и осуществляет связь между одноранговыми узлами (достигается при помощи обмена сообщениями GOOSE между различными устройствами в локальной сети) 61850-9-2 данный стандарт даёт возможность применения технологии не традиционного оптического высоковольтного трансформатора тока и напряжения, что делает возможным использование как аналоговых сигналов, так и значения фазных токов и напряжения.

1.5 Микро-сети на основе IEK(МЭК) 61850

Синхронное внедрение нового оборудования после его установки и пусконаладочные работы для полной оптимизации и раскрытия функциональности -это необходимые операции для микро-сети. Рассмотрим конкретные решения для корректной работы микро-сети на основе протокола IEK(МЭК) 61850, а для проверки реализации и обоснования данного решения необходимо провести реальные эксплуатационные испытания ранее разработанной тестовой платформы IED и микро-сети. По результатам тестов мы видим, что оборудование автоматически определяется протоколом IEK(МЭК) 61850 и раскрывает свои функциональные возможности, тем самым можно добиться надёжно режима эксплуатации системы.

Различные виды энергоносителей, а главным образом распределённые энергетические ресурсы (РЭР) имеют большие перспективы развития при помощи микро-сети, которая может эффективно управлять процессом хранения электроэнергии; накопления: используя ветроэнергетику, фотоэлектрические системы; контролировать нагрузки и выбирать один из двух режимов работы: автономный или подключение к сети.

На сегодняшний момент для микро-сетей существует множество различных типов оборудования: мониторинга, устройств релейной защиты и автоматики с многочисленными протоколами связи и информационными интерфейсами. Из-за влияния неконтролируемых факторов в том числе и природного характера (колебания мощности), оборудование управляемое при помощи микро-сети может в автономном режиме либо вводится в работу, либо частично отключаться. В случае если новое оборудование в момент ввода в эксплуатацию оснащено различными протоколами, то система управления энергопотреблением (EMS), система диспетчерского управления и сбора данных (SCADA) не в состоянии в режиме реального времени синхронизировать характеристики устройств и провести автоматическую адаптацию системы.

IEK(МЭК) 61850 применяет пластичную коммуникационную архитектуру и новую технологию моделирования, ориентированную на объект, что даёт возможность использовать современный стандартизированный системный язык и осуществить требование совместимости для различных приложений. Применение такого технологического решения позволяет осуществить информационное моделирование тем самым снизив стоимость и сложность системного внедрения. Также в связи с использованием механизма передачи данных в режиме реального времени (публикации, подписки), данный протокол осуществляет постоянный мониторинг режима работы микро-сети.



2. Расчет при проектировании подстанции нового поколения

2.1 Характеристика ПС 330 кВ Новгородская

В городе Великий Новгород ПС 330кВ Новгородская занимает лидирующую позицию в электроснабжении.

Подстанцию питают 2 высоковольтные линии 330кВ:

-ВЛ 330кВ Чудово-Новгородская

-ВЛ 330кВ Новгородская ТЭЦ-Новгородская.

В свою очередь от подстанции запитаны отходящие линии 3х классов напряжения:110кВ/35кВ/10кВ. По стороне 110кВ -14 отходящих линий,4 линии 35кВ и 23 линии 10кВ.

В зону обслуживания ПС включены:

-автотрансформаторы 330/110/10 кВ,

-токоограничивающие реакторы 10 кВ,

-трансформаторы собственных нужд 10/0,4 кВ,

-трансформаторы измерительные до 330 кВ включительно,

-высокочастотные заградители и конденсаторы связи,

-выключатели до 330 кВ включительно,

-разъединители до 330 кВ включительно,

-шины, ошиновка, подвесная и опорно-стерневая изоляция до 330 кВ включительно,

-распределительное устройство 10 кВ,

-распределительное устройство 35 кВ,

-щит собственных нужд переменного тока и сборки 0,4 кВ;

-система оперативного постоянного тока (щиты, аккумуляторные батареи, выпрямительные устройства);

-средства защиты от перенапряжений;

-заземляющее устройство;

-кабельное хозяйство;

-оборудование насосной маслоуловителя;

-оборудование насосной артезианской скважины;

-система водоснабжения;

-система канализации;

-пожарные водоёмы;

-территория, здания и сооружения;

-внутреннее и наружное освещение;

-внутреннее и внешнее ограждения.

На площадке смонтированы распределительные устройства 330, 110, 35 и 10кВ. Установлено современное оборудование российского и зарубежного производства - два автотрансформатора 330/110/10кВ мощностью по 200 МВА и два трансформатора 110/35/10кВ мощностью по 25 МВА (Запорожский трансформаторный завод), элегазовые выключатели мирового концерна ABB (Швеция), высоковольтные разъединители фирмы Hapam-BV (Нидерланды) и другое. Подстанция «Новгородская» заменила существующую подстанцию, построенную в 1966 году и является одним из основных источников электроснабжения потребителей Новгородского энергоузла, в том числе таких важных объектов как Октябрьская железная дорога, газоперекачивающая станция и других.

Новейшее оборудование и прогрессивные строительные конструкции, того времени примененные при сооружении новой ПС Новгородская, позволили повысить надежность и качество электроснабжения потребителей Великого Новгорода и Новгородской области, снизить аварийность и сократить потери электроэнергии. На подстанции были применены современные средства технологической и диспетчерской связи, введены автоматизированные системы управления технологическим процессом, контроля и учета электроэнергии, противоаварийная автоматика. Благодаря этим новшествам, управление подстанции могло осуществляться с удаленного диспетчерского пульта.



Рисунок 5

Строительство подстанции началось в 2005 году. Необходимость строительства была обусловлена существенным износом электротехнического оборудования, несоответствием существующей схемы подстанции современным требованиям надежности и экономичности электроснабжения. Ввод в эксплуатацию новой ПС 330 кВ Новгородская был произведён поэтапно, что позволило не ограничивать энергоснабжение потребителей. На полную мощность подстанция была запущена во втором квартале 2007 года. К 2021 возникла необходимость в проектировании подстанции нового поколения, на базе ПС 330кВ Новгородская, в связи с износом и моральным устареванием оборудования АСУТП.

На подстанции установлены два идентичных силовых высоковольтных автотрансформатора, питающихся от шин напряжением 330кВ, мощность каждого из них 200 МВ; и два трансформатора по стороне 110кВ мощностью по 25 МВ каждый. Рассмотрим данный вид силового оборудования более подробно:

-силовой масляный трехфазный автотрансформатор типа АТДЦТН-200000/330/110-У1 с устройством РПН на стороне СН, системой охлаждения типа М/Д/ДЦ предназначен для связи электрических сетей напряжением 330 и 110кВ. Автотрансформатор имеет обмотку НН напряжением 10,5кВ, которая может использоваться для различных целей по усмотрению;

-трансформатор силовой, 3-х фазный, 3-х обмоточный типаТДТН-25000/110-У1, с системой охлаждения типа Д (естественная циркуляция масла и принудительная циркуляция воздуха), с регулированием напряжения под нагрузкой на стороне ВН, схема и группа соединений обмоток Y₀ / Y₀ / - 0 - 11 предназначен для длительной работы при стационарной установке на открытом воздухе на высоте не более 1000 м над уровнем моря при верхнем значении температуры окружающего воздуха 40^оС.

Одной из целей данной работы является определение при проектировании подстанции нового поколения, целесообразности дальнейшего использования, имеющегося у нас силового высоковольтного оборудования как с точки зрения потребляемой мощности, так и с точки зрения экономической выгоды.

2.2 Расчет потребляемых мощностей на ПС 330 кВ новгородская

Расчет максимально допустимых токовых нагрузок для ЛЭП приходящих на ПС 330кВ Новгородская по стороне 330кВ и отходящих по стороне 110кВ приведён таблицах Приложение Б Расчётные данные предоставленные ОАО «Новгородэнерго» и выполнены в соответствии с «Методикой расчёта предельных токовых нагрузок по условиям нагрева». На подстанции имеется 2 секции шин по стороне 330кВ и 4 секции шин по стороне 110кВ (схема Приложение В ). Как мы видим из имеющихся у нас расчётных данных о предельных токовых нагрузках на ЛЭП, и сводной ведомости потребляемых нагрузок отходящих линий; степень загрузки первичного силового высоковольтного оборудования по классам напряжения 110/35кВ-менее 50%. По стороне 10кВ на подстанции установлены устройства компенсации емкостного тока при однофазных замыканиях на землю:

РУОМ-480/11v3 УХЛ1 с током номинальным 63 А.

ФЗНП-500/11v3 УХЛ1 с током номинальным 63 А..

Реакторы управляемые однофазные масляные серии РУОМ

Рисунок 6 РУОМ-480/11v3 УХЛ1

Реакторы управляемые дугогасящие однофазные с масляным охлаждением типа РУОМ используются в электрических сетях 6 или 10 кВ с изолированной нейтралью в качестве заземляющего дугогасящего устройства с автоматической компенсацией емкостного тока замыкания на землю и предназначены для автоматической компенсации ёмкостных токов замыкания на землю; предотвращения переходов однофазных замыканий на землю в короткие замыкания электрической сети. Применение реакторов обеспечивает трехкратное снижение количества замыканий на землю и полную их локализацию в случае пробоев изоляции повышенным напряжением. Обеспечивается сохранность электротехнического оборудования в случаях возникновения аварийных ситуаций и увеличение его срока службы. Реакторы включаются между точкой заземления и выведенной нейтралью подстанционного трансформатора, а если на подстанции нет трансформатора с соединением обмоток «звезда с нейтралью», то «искусственной нейтралью» - нейтралью заземляющего фильтра нулевой последовательности. Реакторы состоят из электромагнитной части и тиристорного преобразователя, размещенных в общем маслонаполненном баке. Регулирование реактора (тока, мощности, индуктивности) осуществляется вручную или автоматически при помощи системы управления реактором типа САМУР (поставляется в комплекте с реактором). Система управления САМУР, которой комплектуется реактор, соответствует основным требованиям, заключающимся в автоматическом выполнении следующих функций:

-распознавании нормального режима работы сети и режима замыкания на землю;

-измерении емкости сети в нормальном режиме;

-безинерционном выходе на режим компенсации емкостного тока при возникновении замыкания на землю.

Система автоматической настройки САМУР определяет ожидаемую величину емкостного тока замыкания на землю и вырабатывает командный сигнал, поступающий в преобразователь реактора РУОМ. При возникновении замыкания на землю реактор снижает ток в месте замыкания на землю до величины, близкой к нулю. Процесс настройки полностью автоматический, и при возникновении замыканий реактор переключается в режим компенсации без участия эксплуатирующего персонала. В нормальных режимах работы сети реактор РУОМ ненасыщен, что исключает возможность резонансных перенапряжений в нейтрал

В настоящее время на ПС Новгородская согласно «Протокола расчетных значений емкостных токов замыкания на землю» от 23.12.20г. расчетный емкостной ток замыкания на землю составил:

- 1С-10кВ - 56,0А

- 2С-10кВ - 67,0А

Эти величины ожидаемых токов подтверждаются наблюдением оперативного персонала ПС. Так как на второй секции шин 10 кВ ожидаемый емкостной ток превышает номинальное значение тока реактора и фильтра, возникает необходимость их замены на более мощные, с учетом перспективы развития сетей 10кВ. Предлагается их заменить на следующие по типоразмеру:

РУОМ-840/11v3 УХЛ1 с током номинальным 110 А. 2 шт

ФЗНП-875/11v3 УХЛ1 с током номинальным 110 А. 2 шт

Замена этих аппаратов планируется в связи увеличением максимальной мощности на 0,775 МВт по двум существующим ЛЭП 10 кВ от ячеек № 2 (л.2) и 26 (л.10) ЗРУ-10 кВ ПС 330 кВ Новгородская.

2.3 Выбор высоковольтного первичного оборудования для проектируемой подстанции.

Высоковольтное оборудование необходимое для строительства подстанции нового поколения:

1. Выключатели по классу напряжения 330кВ (LTB 362 E2), номинальный ток - 4000 А.

Рисунок 7 Выключатель элегазовый LTB 362 E2

Состоит из трех отдельных, идентичных единиц оборудования, устанавливаемых на каждую из фаз. LTB 362 E2 состоит из 3 основных частей:

- нижняя часть: привод и отключающие пружины в литом корпусе;

- средняя часть: опорный изолятор, внутри которого проходит изоляционная тяга с дугогасительным устройством;

- верхняя часть: неподвижные контакты, установленные со стороны фланцев с выводами.

2. Трансформаторы напряжения: ТН-330кВ ёмкостной (CPB 420)

Рисунок 8 ТН-330кВ CPB 420

Краткая характеристика:

-номинальное напряжение первичной обмотки - 330/корень3;

-номинальное напряжение основной вторичной обмотки обмотки (1а-1n - 100/корень3);

номинальное напряжение основной вторичной обмотки обмотки (2а-2n - 100/корень3).

Емкостной делитель состоит из 2 модулей-один на другой. Каждый из модулей имеет большое количество емкостей, закрытых герметичной фарфоровой покрышкой, которые заполнены синтетическим маслом, находящимся под избыточным давлением, создаваемым расширительной системой. Первичная обмотка разделена на основную и дополнительные для разных коэффициентов трансформации. Компенсирующий реактор между емкостным делителем и первичной обмоткой- компенсирует сдвиг фазы, создаваемый емкостью делителя.

3. Трансформаторы тока ТТ-330кВ (IMB 362)

Рисунок 9 ТТ-330кВ IMB 362

Баковая конструкция трансформатора тока с песочно-масляным заполнением, первичной обмоткой U-образной формы и конденсаторной изоляцией. Наибольшее рабочее напряжение - 363кВ; номинальный ток первичной обмотки - 2000 А; наибольший первичный ток не более 1,2 I номинального; номинальный вторичный ток - 1 А.

4. Пантографные разъеденители 330кВ (GSSB - 362)

Рисунок 10 GSSB - 362

Характеристика: номинальный ток - 3150 А, ток термической стойкости - 40 кА.

5. Полупантографные разъеденители 330кВ (VKSBIII-2AM-362)

Рисунок 11 VKSBIII-2AM-362

6. Выключатели по классу напряжения 110кВ (LTB 145D1/B)

Рисунок 12-LTB 145D1/B

Состоит из 3 фаз, установленных на одной опорной балке; пружинного привода и двух опорных стоек. Все фазы управляются одним пружинным приводом (полюса соединены с помощью тяг между собой и с приводом). Включающая пружина, вспомогательное оборудование и устройства, обеспечивающие работу выключателя, находятся в шкафу привода, а отключающая пружина - внутри опорной балки.

Каждая из фаз - колонка с элегазом, которая включает в себя опорный изолятор, дугогасительне устройства в изоляторе и корпус с механизмом. В опорном изоляторе проходит изоляционная оперативная тяга, соединяющая механизм полюса с подвижными контактами.

7. ТН-110кВ (CPB 123).

Первичная обмотка включена на напряжение сети U1, а ко вторичной обмотке (напряжение U2) присоединены параллельно измерительные приборов и реле. Для безопасности обслуживания один выход вторичной обмотки заземляется. ТН в отличие от трансформатора тока работает в режиме, близкому к холостому ходу, т.к. сопротивление параллельных катушек приборов и реле большое, а ток, который они потребляют не значительный. Номинальное напряжение первичной обмотки - 100/корень3, номинальное напряжение основной вторичной обмотки обмотки 1а-1n - 100/корень3; номинальное напряжение основной вторичной обмотки обмотки 2а-2n - 100/корень3.

8. ТТ-110кВ (TG 145)

Обеспечивает передачу информации измерительным приборам, счетчикам, устройствам релейной защиты и управления.

Рисунок 13-TG 145

Имеет опорную конструкцию и состоит из металлического основания, фарфоровой покрышки, головной части; в которой расположена магнитная система. В качестве изоляции используется смесь элегаза и азота. Первичная обмотка состоит из 4 внутренних шин и 3 внешних изолированных шин на поверхности головной части. При помощи перемычек шины могут быть соединены на разное число витков, и соответственно, на разные коэффициенты трансформации. Вторичные обмотки намотаны на ленточные торроидальные магнитопроводы которые заключены в защитный экран. У основания ТТ расположена коробка выводов вторичных обмоток, закрытая крышкой. Имеется защитная мембрана (расположена в голове аппарата), которая разрушается при скачкообразном повышении давления элегаза в случае дуговых перекрытий внутри аппарата. Характеристики: номинальный ток первичной обмотки - 1000-2000 А, наибольший первичный ток - 1,2 I номинального, количество вторичных обмоток - 4, номинальный вторичный ток - 5 А.

9. Разъединители Р-110кВ (РГП-110)

Рисунок 14 РГП-110

Разъединители серии РГП СЭЩ - 110 изготавливаются в трехфазном исполнении. Каждая из фаз разъединителя РГП выполнен в виде двухколонкового механизма с разворотом ножей на 90° в горизонтальной плоскости. Токоведущая система РГП 110 выполнена в виде двух контактных ножей, установленных на верхних фланцах изоляторов. Токовый переход с основания контактного ножа (представляет из себя две пары контактных ламелей, на концах которых имеются отгибы) на контактный вывод, осуществляется через скользящий контакт розеточного типа, защищенный от загрязнения кожухом.

10. Выключатели 35 кВ (EDF SK 1-1)

Рисунок 15 EDF SK 1-1

EDF SK - элегазовый колонковый выключатель автокомпрессионного типа с одним пружинным приводом типа FSA. Состоит из 3 отдельных фаз, каждая фаза состоит из 3 основных узлов:

1) нижняя часть-литой корпус из алюминия содержащий механизм;

2) полый изолятор (опорный), через который проходит изоляционная тяга,

3) дугогасительное устройство: содержит изолятор, который с верхними и нижними фланцами с выводами образует замкнутый объем, верхний и нижний токопроводы и контакты. Подвижные - на нижнем токопроводе, неподвижные - на верхнем.

Три фазы смонтированы на общей раме и управляются общим приводом. Используется одна пружина на включение и одна пружина на отключение. Включающая пружина заводится электродвигателем, а отключающая пружина в процессе включения. В шкафу смонтированы устройства электрической схемы управления, сигнализации и релейной защиты.

Краткая характеристика параметров выключателя: наибольшее рабочее напряжение - 40,5 кВ; номинальный ток - 25000А; изоляционная среда - газовая смесь (элегаз - хладон).

Также на присоединении по классу напряжения 35кВ используют разъединители Р-35 (РГП 35); с наибольшим рабочим напряжением 40,5 кВ и номинальным током - 1000 А.

11.ЗРУ-10кВ

Закрытое распределительное устройство 10кВ оснащено шкафами серии UniGear ZS1 с вакуумными выключателями VD 4.12-1600/20 и VD 4.12-630/20. 1600А и 630А-номинальный ток. Ошиновка первичной цепи-жесткая, и исполнена не изолированными медными шинами. Роль изоляции исполняет воздух, фарфор и воздушные промежутки. Шины и отходящие кабельные высоковольтные линии(10кВ) изолированы с применением термоусадочных муфт. Болтовые соединения сборных шин изолированы при помощи специальных диэлектрических чехлов.

Рисунок 16 шкаф серии UniGear ZS1

Шкаф UniGear ZS1 разделён на 4 отсека:1) выключателя, 2) шинный,

3) кабельный, 4) низковольтного оборудования; и имеет следующие основные компоненты: система сборных шин, проходные изоляторы, трансформатор тока или комбинированный датчик, заземлитель, кабельные присоединения, трансформатор напряжения.

2.4 Общие положения по проектированию АСУ ТП на ПС 330кВ Новгородская

Проектирование АСУ ТП на ПС 330 кВ Новгородская предусматривает выполнение задач автоматизированного дистанционного управления КА (выключатели, разъединители, заземляющие ножи), управления приводами РПН, контроля формирования команд и блокировок, контроля выполнения команд, регистрации команд и результатов их выполнения, а также для автоматизированного выполнения переключений.

ПС 330кВ Новгородская является узловой подстанцией, осуществляющей прием, преобразование и передачу электроэнергии. По организации оперативного обслуживания-эксплуатируется с постоянным дежурством оперативного персонала на объекте.

Данный объект представляет собой открытую ПС, на территории которой расположены: ОРУ 330кВ, ОРУ 110кВ, ОРУ 35кВ, ЗРУ 10кВ, здания общеподстанционного пункта управления (ОПУ), здание релейного щита 110/10кВ (РЩ), преобразовательные электроустановки, устройства управления и вспомогательное оборудование. К подстанции подключены линии электропередач 330-110кВ: 330кВ - 2 линии, 110кВ - 14 линий.

ОРУ 330кВ выполнено по схеме «Трансформатор-шины с присоединением линий через два выключателя (№330-15)», ОРУ 110кВ - по схеме «Две секционированные рабочие системы шин (№110-13)», ОРУ 35кВ - по схеме «Одна секционированная выключателем система шин», ЗРУ 10кВ - по схеме «Две рабочие система шин».

Схема собственных нужд выполнена тремя секциями 0,4кВ от трех трансформаторов собственных нужд (ТСН). Щиты собственных нужд располагаются в здании ОПУ и в здании РЩ, питание ЩСН РЩ осуществляется от ЩСН ОПУ. Питание цепей постоянного оперативного тока напряжением 220В в ОПУ осуществляется от двух АБ через две секции ЩПТ. Питание цепей постоянного оперативного тока напряжением 220В в РЩ осуществляется от двух АБ через две секции ЩПТ.

2.5 Описание существующей АСУ ТП ПС 330кВ Новгородская

Описание структуры системы

Существующая на ПС автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) реализована на базе программно-аппаратного комплекса (ПТК) PACiS производства компании AREVA.

В ПТК АСУ ТП ПС реализовано три уровня программно-технических средств:

-нижний уровень - уровень микропроцессорных терминалов РЗА и ПАА, терминалов присоединений, цифровых измерительных преобразователей, контроллеров инженерных систем, контроллеров ЩСН и ЩПТ;

-средний уровень - уровень устройств концентрации данных системы и организации межуровневых коммуникаций;

-верхний уровень - уровень центральных вычислительных ресурсов и рабочих мест.

К нижнему уровню АСУ ТП относятся устройства, связанные с технологическим объектом управления (ТОУ). Устройства нижнего уровня реализованы на многофункциональных микропроцессорных контроллерах, устанавливаемых на ПС для мониторинга состояния коммутационного оборудования, выдачи команд управления, непосредственного измерения параметров режима работы оборудования и расчета необходимых для работы автоматики величин (мощностей, частоты, производных напряжения и частоты и т.д.). Нижний уровень образуют:

-МП терминалы РЗА и ПА производства AREVA, ABB, Siemens;

-система мониторинга и диагностики силовых автотрансформаторов (ШАРМ СУМТ);

-регистраторы аварийных событий ПАРМА.

Дискретные сигналы от блок-контактов положения коммутационных аппаратов (выключателей, разъединителей, заземляющих ножей), технологических датчиков, пусковых и исполнительных органов устройств защит, автоматики, управления основного и вспомогательного оборудования поступают в контроллеры присоединений Micom С264 в виде «сухого» контакта. Кроме того, каждое МП устройство подключаются к контролерам присоединений по средствам интерфейса RS-485 по протоколу МЭК 60870-5-103.

Сигналы от датчиков технологических величин, установленных на электрооборудовании, (температура и уровень масла, давление элегаза и т.п.), от оборудования РУ 0,4 кВ (напряжения), а также специализированные сигналы (температурный контроль в помещениях и т.п.), вводятся при помощи унифицированных аналоговых сигналов 4-20 мА на предусмотеные для данной цели платы ввода аналоговых сигналов Micom С264.

Средства нижнего уровня ПТК обеспечивают возможность выполнения функций автоматики управления выключателями 330, 110, 35, 10 кВ. Эти функции реализованы на уровне полевых устройств и не зависят от состояния остальных средств АСУТП.

Задачей среднего уровня АСУ ТП является организация информационного взаимодействия внутри АСУ ТП посредством вычислительной сети. Все данные о состоянии контролируемого оборудования, собираемые микропроцессорными контроллерами нижнего уровня, передаются на диспетчерские пункты (РДУ и ЦУС и к устройствам верхнего уровня для дальнейшей обработки и предоставления оперативному персоналу подстанции (локальный пункт управления АРМ ОП).

Средний уровень образуют:

-компоненты системы PACiS;

-контроллеры присоединений Micom С264 производства AREVA;

-оборудование ЛВС и связи: сетевые коммутаторы, маршрутизаторы, концентраторы, конвертеры и др. устройства, посредством которых, организуется общая технологическая локальная вычислительная сеть (ЛВС) стандарта Ethernet, а так же передача телеинформации от системы АСУ ТП уровня подстанции в диспетчерские пункты;

-система синхронизации времени.

Средний уровень образуют-средства локальной вычислительной сети, объединенные в двойное оптоволоконное кольцо Ethernet 100 Mбит/с, объединяющие рабочие станции системы, четыре высокопроизводительных устройства концентрации (типа Ethernet switch Micom H352), передачи информации от устройств нижнего уровня на верхний уровень и от верхнего уровня на нижний. К устройствам среднего уровня ПТК АСУ ТП ПС относится MiCOM C264, который предназначен для обработки и передачи информации от терминалов РЗА. Это устройство имеет сетевой интерфейс и входит в состав двойного оптоволоконного кольца.

Измерение параметров электрического режима (токов, напряжений, активной и реактивной мощности, напряжений и частоты на шинах) выполняется с использованием плат аналоговых входов контроллеров Micom C264.

Верхний уровень АСУ ТП обеспечивает выполнение следующих функций:

-организация и координация вычислительных процессов, реализующих задачи контроля и управления технологическими объектами подстанции;

-организация и управление единой базой данных АСУ ТП ПС;

-представление операторам в графической, видео- и аудио- формах в реальном времени информации о технологических процессах и состоянии основного и вспомогательного оборудования;

-обеспечение операторам средств дистанционного управления технологическими процессами, элементами оборудования и системами автоматики;

-организация и выполнение процедур информационной защиты подстанции;

-организация и выполнение процедур централизованной системы удалённой диагностики и мониторинга технических и программных средств АСУТП ПС;

-подготовка, организация и передача технологической информации подстанции на верхние уровни управления.

К устройствам верхнего уровня относятся средства передачи, хранения и представления информации - серверы, шлюзы передачи информации, шлюзы стыковки АСУ ТП со смежными системами, архивирования, АРМ персонала.

В качестве системы серверов применяется кластерная архитектура, состоящая из 2-х серверов. Каждый сервер (основной и резервный) представляет собой промышленный компьютер (на базе HP ProLiant DL380G5).

Оборудование ПТК АСУ ТП на ПС размещено:

*Контролеры присоединений Micom С264:

-Релейный зал 330/35 кВ в ОПУ шкафы (14 шт.): Х4, Х6, Х9, Х11, Х20, Х21, Х21, Х22, Х34, Х35, Х36, Х37, Х46 (3 шт.);

-Релейный щит 110/10 кВ шкафы (23 шт.): Z13, Z15, Z17, Z19, Z21, Z23, Z25, Z27, Z29, Z31, Z33, Z34, Z36, Z41, Z43, Z45, Z46, Z47, Z48, Z50, Z52, Z53, Z54;

-ЗРУ-10 кВ шкафы (6 шт.): N1 - N6.

*Шкаф X44. Шкаф серверов АСУ (основной и резервный комплект):

-сервер данных HP ProLiant DL380G5 (ОС Windows 2000 Pro, CPU Intel(R) Xeon(R) 5150 2х2.66 ГГц, HDD 140 Гб, ОЗУ 4х1 Гб, DVD RW, 2xLAN 1 Гбит/с) - 2 шт. (основной и резервный);

-переключатель KVM с монитором 19";

-шлюз интеграции AEC-6840;

-клавиатура, мышь;

*Шкаф Х45. Шкаф шлюзов АСУ (основной и резервный) комплект:

-шлюз (4U 19'', ОС Windows 2000 Pro, Intel Pentium 4A, 2,4 ГГц, HDD 80 Гб, ОЗУ 1х256 Мб, DVD RW, 2xLAN 100 Мбит/с) - 2 шт. (№1 и №2);

-маршрутизатор Cisco 2821 - 2 шт.;

-маршрутизатор RUGGEDCOM RX1000 - 2 шт.;

-коммутатор оптический Areva Micom H352 - 4 шт.;

-шлюз интеграции (ССПТИ);

*АРМ ОП1 (основной);

-промышленный компьютер в корпусе 4U 19'', с Э-М защитой класса Б (ОС Windows 2000 Pro, Intel Pentium 4A, 2400 MHz (4.5 x 533), HDD 80 Гб, ОЗУ 2х1 Гб, DVD RW, 1xLAN 100 Мбит/с (Intel(R) PRO/100 VE Network Connection)

-монитор 19;

-принтер, клавиатура, мышь;

*АРМ ОП2 (резервный);

-промышленный компьютер в корпусе 4U 19'', с Э-М защитой класса Б (ОС Windows XP, Intel(R) Core(TM) i3-9100F CPU 3.60GHz, HDD 80 Гб, ОЗУ 3 Гб, DVD RW, 1xLAN 1 Гбит/с (Intel 21140-Based PCI Fast Ethernet)

-монитор 19;

-принтер, клавиатура, мышь;

* АРМ АСУ:

-промышленный компьютер в корпусе 4U 19'', с Э-М защитой класса Б (ОС Windows 2000 Pro, Intel Pentium 4A, 2400 MHz (4.5 x 533), HDD 80 Гб, ОЗУ 2х1 Гб, DVD RW, 1xLAN 100 Мбит/с (Intel(R) PRO/100 VE Network Connection)

-монитор 19;

-принтер, клавиатура, мышь.

Для организации взаимодействия между серверами и клиентами верхнего уровня предусмотрена резервированная сеть передачи данных.

На данный момент с ПС 330 кВ Новгородская организованы каналы:

-передачи телеметрической информации (ТС, АПТС, ТИ), дистанционного управления из ЦУС Новгородского ПМЭС;

-передачи телеметрической информации (ТС, АПТС, ТИ) в направлении ДЦ Новгородского РДУ.

Возможность дистанционного управления оборудованием и устройствами РЗА ПС из ЦУС Новгородского ПМЭС и ДЦ Новгородского РДУ отсутствует.

Оперативная блокировка разъединителей присоединений 330, 110, 35 кВ выполнена на контроллерах присоединений Micom С264.

Система сбора и передачи неоперативной информации

Интеграция устройств смежных подсистем (РАС, ОМП) производится в объеме СТО 56947007-29.240.036-2009. В качестве протокола для интеграции неоперативной технологической информации используются поддерживаемые существующими устройствами протоколы: МЭК 61850, Modbus.

Сбор неоперативной информации осуществляется на шлюзах ССПТИ и АРМ РЗА. В направлении ЦУС на удаленный SFTP сервер в автоматизированном режиме осуществляется переда информации по защищенному каналу связи. Доступ к данным ПС со стороны ДЦ РДУ осуществляется через SFTP сервер ЦУС.

Система электропитания.

В соответствии с п. 5.12 СТО 56947007-25.040.40.226-2016 электропитание АСУ ТП должно производиться от гарантированного источника и обеспечивать функционирование при пропадании питания собственных нужд подстанции (ЩСН) в течение времени работы системы оперативного постоянного тока подстанции (СОПТ). СГП должна использовать подключения к 1-й и 2-й секции щита собственных нужд (ЩСН) переменного тока 380/220 В и 1-й и 2-й СОПТ напряжением 220 В постоянного тока.

Электропитание оборудования АСУ ТП организовано от двух шкафов:

* шкаф Х47. Шкаф питания АСУ №1:

- инвертор DC/AC =220/~220 В Salicru CS-1000;

- ИБП Inform DSP MULTIPOWER DSPMP 1106;

- АКБ 12 В 18 А ч (20 шт.).

* шкаф Х48. Шкаф питания АСУ №2:

- инвертор DC/AC =220/~220 В Salicru CS-1000;

- ИБП Inform DSP MULTIPOWER DSPMP 1106;

- АКБ 12 В 18 Ач (15 шт.).

Существующая система электропитания оборудования АСУ ТП удовлетворяет предъявленным требованиям.

Информационная безопасность

В соответствии с требованиями СТО 56947007-25.040.40.226-2016 (п.5.7) ПТК АСУ ТП должен обеспечивать защиту информации от несанкционированного доступа и сохранность информации в процессе ее хранения на машинных носителях. Защита и сохранность информации должна обеспечиваться программно-аппаратными средствами защиты (включая антивирусные программы), с помощью специализированной организации локальных вычислительных сетей (разделение, сегментирование и др.), сетевых экранов, системы авторизации и аутентификации.

Защита АСУ ТП и оборудования связи от несанкционированного доступа на ПС 330 кВ Новгородская выполняется с использованием следующих мероприятий:

1.Ограничение физического доступа к оборудованию и линиям связи. Допуск на территорию ПС 330 кВ Новгородская возможен только через помещение охранного персонала по удостоверениям сотрудников или официально оформленным пропускам.

2.Ведение аутентификации и авторизации пользователей.

3.Организация антивирусной защиты программного обеспечения АРМ и серверов верхнего уровня АСУ ТП, которая предусмотрена с использованием ПО ESET NOD32.

4.Организация защиты от несанкционированного доступа в сети с использованием межсетевых экранов.

На ПС 330 кВ Новгородская в составе шкафа Х45 функции межсетевого экрана выполняет маршрутизатор RUGGEDCOM RX1000, сочетающий в себе Ethernet коммутатора, маршрутизатора и межсетевого экрана. Данное устройство соответствует предъявляемым требованиям в части информационной безопасности.

Существующий ПТК АСУ ТП ПС 330 кВ Новгородская соответствует требованиям в части информационной безопасности. Дополнительных мероприятий по модернизации системы принимать не требуется.

2.6 Технические решения по проектированию АСУ ТП

По результатам предпроектного обследования ПС и в соответствии с требованиями нормативных документов выявлена необходимость модернизации АСУ ТП в следующем объеме:

-разработка проекта устройств верхнего уровня АСУ ТП;

-реализация функций дистанционного управления;

-реализация сбора и передачи дополнительных сигналов измерений, телесигнализации положения КА и аварийно-предупредительной телесигнализации (АПТС) (в т.ч. обобщенных) в ЦУС ПМЭС, ДЦ РДУ для функций ТУ;

-реализация передачи сигналов ТИ, ТС, АПТС, команд ТУ по протоколу МЭК 60870-5-104.

В соответствии с требованиями п.5.3 СТО 56947007-25.040.40.226-2016 срок службы оборудования среднего уровня (уровень присоединения) АСУ ТП должен быть не менее 20 лет. На ПС 330 кВ Новгородская установлены контроллеры присоединений Micom С264 2006 г.в., т.е., данное оборудование не выработало нормативный срок службы. Данным проектом предусмотрено пополнение комплекта ЗИП платами для контроллеров Micom С264:

-плата центрального процессора CPU270 - 2 шт.;

-шина соединений модулей FBE283 (TE80) - 2 шт.;

-плата оперативного питания BIU241-A04 - 2 шт.

2.6.1 Модернизация устройств верхнего уровня АСУ ТП.

В соответствии с требованиями п.5.3 СТО 56947007-25.040.40.226-2016 срок службы оборудования верхнего (подстанционного) уровня АСУ ТП должен быть не менее 10 лет. На ПС 330 кВ Новгородская данное оборудование (серверы, АРМы) 2008 г.в. выработало нормативный срок службы и требует замены.

Решения в части станционных контроллеров связи и управления

Для реализации функций распределённого телеуправления (РДУ/ЦУС/ПС) данным проектом предусматриваются станционные контроллеры связи и управления (СКСУ), с функциональным программным обеспечением для реализации логики ТУ. При этом логика реализации ключа учитывает дублирование контроллеров.

В связи с отсутствием свободного места в помешении релейного зала 330/35 кВ для размещения дополнительных шкафов, размещение двух СКСУ предусматривается в существующих шкафах Х44 и Х45. Основной и резервный комплекты размещаются в разных шкафах. СКСУ заменяют собой существующие демонтируемые шлюзы АСУ ТП №1 и №2, размещенные в шкафу Х45. Контроллеры выполняют функции сбора и концентрации информации по ПС в целом, организации межуровневых коммуникаций, обеспечения информационного обмена с удаленными центрами управления. Основной и резервный контроллеры должны вести одновременный, независимый сбор и передачу ТМ в центры управления. Контроллер выполнен полностью в металлическом корпусе в 19" конструктиве и рассчитан на круглосуточную работу, работает без принудительного охлаждения с отводом избыточного тепла естественной конвекцией. Питание контроллеров предусматривается от существующих шкафов системы гарантированного электропитания Х47 и Х48.

Решения в части серверов АСУ ТП: проектом предусматривается замена существующих серверов, установленных в шкафу Х44, в части аппаратного и программного обеспечения. В связи с отсутствием свободного места в помешении релейного зала 330/35 кВ для размещения дополнительных шкафов, размещение двух серверов SCADA предусматривается в существующих шкафах Х44 и Х45. Основной и резервный комплекты размещаются в разных шкафах.

Серверы SCADA, устанавливаемые взамен устаревших, будут иметь конструктивное стоечное исполнение в металлическом корпусе. Охлаждение осуществляется принудительной конвекцией внутренних компонентов с помощью внутренних вентиляторов. Серверы предусматривают возможность установки резервного блока питания с поддержкой горячей замены. Сервер SCADA имеет:

-не менее двух модулей цифрового обмена Ethernet для подключения к ЛВС;

-выделенный RAID-контроллер с энергонезависимым кэш-буфером;

-использует в качестве массива хранения информации накопители с возможностью «горячей замены»;

В соответствии с требованиями п.7.2.4 СТО 56947007-25.040.40.227-2016 объем архива должен обеспечивать хранение информации АСУ ТП, зарегистрированной в течение 2 лет с дискретностью, не превышающей 1 минуту. По истечении 1 года допускается усреднение накопленной информации с дискретностью, не превышающей 30 минут. Сервер SCADA работает под управлением серверной ОС Microsoft Windows Server актуальной версии, поддерживаемой разработчиком. Питание серверов предусматривается от существующих шкафов системы гарантированного электропитания Х47 и Х48.

Таблица 1

Технические требования к серверу SCADA

Технические требования	Требуемое значение
Информационные интерфейсы	Fast Ethernet/Gigabit Ethernet
Поддерживаемые протоколы	QoS, VLAN, RSTP, SNMP
Количество портов	2x100/1000Base-TX (не менее)
Электропитание оборудования	~220 В, 2 ввода
Стойкость к климатическим воздействиям при эксплуатации	климатическое исполнение УХЛ4: температура от +1°С до +45°С; относительная влажность не более 85% при температуре 25°С; высота над уровнем моря 2000 м; промышленная атмосфера типа 2
Среднее время наработки на отказ	не менее 200 000 часов
Среднее время восстановления оборудования	не более 30 минут на одну неисправность. Время на доставку заменяемых блоков и на подготовку к работе измерительных приборов в норму не входит
Средний срок службы оборудования	не менее 15 лет
Конструктивное исполнение	высота - 1U, ширина - 19"

2.6.2 Решения в части оборудования рабочих станций АСУ ТП

Проектом предусматривается замена оборудования АРМ ОП1, АРМ ОП2, АРМ РЗА, АРМ АСУ в части аппаратного и программного обеспечения. АРМ должен быть рассчитан на круглосуточную работу по принципу 24/7. Аппаратное обеспечение АРМ выполняется на базе персонального компьютера, которые комплектоваться SATA-накопителями, объединенными в RAID-массив уровня не ниже 1. АРМ должны комплектоваться дублированным Ethernet-интерфейсом.

Системные блоки АРМ ОП (основного и резервного) предусматриваются стоечного 19" исполнения и устанавливаются в существующий шкаф «Сервер резервного управления», расположенный в помещении релейного зала 330/35 кВ, взамен существующих ПК. Подключение электропитания АРМ ОП1 и АРМ ОП2 выполняется по существующей в шкафу схеме. Для подключения мониторов, клавиатуры и мыши, располагаемых в помещении дежурного персонала, к системным блокам использовать удлиненные соединительные кабели.

...