Проектирование подстанции нового поколения

В соответствии с требованиями п.7.1.4.3 СТО 56947007-25.040.40.226-2016 в рабочих станциях должны применяться цветные графические жидкокристаллические дисплеи высокого разрешения с диагональю не менее 24”. В соответствии с требованием указанного СТО только АРМ ОП должны оснащаться двумя дисплеями. АРМ предусматриваются под управлением ОС Microsoft Windows (последней версии). В состав ПО АРМ входит прикладное офисное ПО Microsoft Office (последней версии).

Производительность АРМ, АСУ и РЗА будут позволять выполнять:

-конфигурирование и параметрирование измерительных преобразователей, контроллеров присоединения и серверов, контроллеров;

-конфигурирование ЛВС;

-обновление встроенного ПО оборудования ПТК АСУ ТП;

-сбор необходимой диагностической информации с оборудования ПТК АСУ ТП.

В связи с заменой аппаратного и программного обеспечения АРМ ОП предусмотрено создание мнемосхемы ПС в соответствии с требованиями СТО 56947007-25.040.70.101-2011.

2.6.3 Программное обеспечение АСУ ТП

Программное обеспечение включает в себя системное и прикладное программное обеспечение. Системное программное обеспечение включает в себя базовое и сервисное.

Базовое программное обеспечение включает в себя:

-операционные системы (актуальной поддерживаемой производителем версии);

-программные оболочки;

-базы данных и СУБД.

Сервисное программное обеспечение включает в себя программы (утилиты):

-диагностики;

-антивирусной защиты (используется существующее ПО);

-обслуживания носителей;

-архивирования;

-обслуживания сети.

Основу прикладного программного обеспечения составляют следующие программы (пакеты):

-SCADA и программное обеспечение для настройки SCADA;

-программное обеспечение для настройки контроллеров присоединений (используется существующее ПО) и станционных контроллеров.

Программное обеспечение для настройки контроллеров обеспечивает выполнение следующего набора задач:

-параметрирование контроллеров;

-загрузка прошивки контроллеров с помощью средств, предусмотренных производителем ПО;

-техническое обслуживание контроллеров в процессе эксплуатации.

Все поставляемое программное обеспечение поставляется с полными правами доступа и уровнем «администратора» (сервисный ключ).

2.7 Реализация функций дистанционного управления

Для реализации функций телеуправления на ПС 330 кВ Новгородская предусматривается проектирование АСУ ТП в следующем объеме:

-реализация логического (программного) ключа ДУ в проектируемых станционных контроллерах;

-реализация отображения ключа ДУ на экранных формах и фиксация команд ТУ с уровней ДЦ, ЦУС и ПС в журнале сообщений на АРМ ОП;

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

-реализация информационной безопасности при осуществлении функций ТУ;

-реализация передачи команд ТУ по протоколу МЭК 60870-5-104;

-реализация логики выбора приоритета управления из ДЦ и ЦУС.

Согласно требований «Перечень распределения функций дистанционного управления оборудованием на ПС 330 кВ Новгородская», утвержденных 02.10.2019 году, предусмотрим дополнительную возможность дистанционного управления оборудованием ПС из ДЦ Новгородского РДУ.

Протокол передачи телеинформации в ДЦ и ЦУС по двум независимым каналам связи, обеспечивающим организацию отказоустойчивой структуры обмена информацией, соответствует ГОСТ Р МЭК 60870-5-104.

Трафик команд ТУ имеет приоритет над трафиком иных данных, передаваемых в том же канале связи. В соответствии с п.3.1.5.7 ГОСТ Р МЭК 60870-5-104 рекомендуется использовать следующие приоритеты передачи (по уменьшению приоритета):

1.Передача команд телеуправления.

3.Передача изменившихся ТИ, передача информации об изменении положения номера отпайки РПН АТ.

4.Передача ТС, сформированных при выполнении функции «Общий опрос станции» или в ответ на запрос данных.

5.Передача ТИ, сформированных при выполнении функции «Общий опрос станции» или в ответ на запрос данных.

6.Передача информации об изменении положения номера отпайки РПН АТ при выполнении функции «Общий опрос станции» или в ответ на запрос данных.

Структурная схема АСУ ТП с учетом принимаемых технических решений приведена на чертеже.

Все проектные решения в части модернизации ПТК АСУ ТП ориентированы на совместимость с оборудованием существующей АСУ ТП ПС 330 кВ Новгородская.

Общие функциональные требования.

В ПТК АСУ ТП должен быть реализован алгоритм приёма, обработки, исполнения или блокирования команд управления, поступивших из АРМ ПС, ДЦ РДУ и ЦУС.

Реализация алгоритма дистанционного управления должна соответствовать требованиям, установленным документами:

-типовые принципы переключений в электроустановках при осуществлении дистанционного управления оборудованием и устройствами РЗА подстанций» от 06.09.2019;

-типовые технические требования к ПТК АСУ ТП подстанции, микропроцессорным устройствам РЗА, обмену технологической информацией для осуществления функций дистанционного управления оборудованием и устройствами РЗА подстанций из диспетчерских центров АО «СО ЕЭС», центров управления сетями сетевых организаций и порядок внедрения дистанционного управления» от 31.08.2020 г. ПТК АСУ ТП должен обеспечивать формирование принципа единоличного управления коммутационными аппаратами одновременно только от одного источника команд: АРМ ПС, ДЦ или ЦУС. ПТК АСУ ТП должен обеспечить фиксацию всех сигналов, связанных с ТУ, с метками времени и указанием источника возникновения события.

В АСУ ТП необходимо реализовать ключ ДУ, имеющий 4 положения:

-«Освобождено» - ДУ коммутационными аппаратами, ЗН не осуществляется, возможен перевод Ключа ДУ (захват управления) в любое из положений, приведённых ниже;

-«ПС» - ДУ коммутационными аппаратами, ЗН, функциями устройств РЗА, технологическим режимом работы оборудования на ПС осуществляется с АРМ ПС;

-«РДУ» - ДУ коммутационными аппаратами, ЗН, функциями устройств РЗА, устройствами регулирования технологического режима работы оборудования (РПН) на ПС осуществляется из РДУ;

-«ЦУС» - ДУ коммутационными аппаратами, ЗН, функциями устройств РЗА, устройствами регулирования технологического режима работы оборудования (РПН) на ПС осуществляется из ЦУС.

ПТК АСУ ТП должен обеспечивать автоматический перевод ключа ДУ в положение «Освобождено» из положений «РДУ», «ЦУС» при потере каналов связи между РДУ и ПС, ЦУС и ПС соответственно (с учётом резервирования станционных контроллеров), а также реализацию иных требований, установленных текущими нормативными актами.

При проектировании ПТК АСУ ТП в АРМ ОП ПС реализуется:

-интерфейс, в котором отображается положение Ключа выбора режима управления присоединением для каждого присоединения;

-операторский интерфейс управления Ключом ТУ;

-формирование оперативных сообщений об изменении положения Ключа ДУ;

-формирование оперативных сообщений и сигнализации о приеме и исполнении команд ТУ (в том числе команд выбора и исполнения).

В журнале событий АРМ ОП ПС в группе ТС "Оперативное состояние" отображаются все сигналы, связанные с ТУ (команда ТУ, запрос ТУ, наименование источника команды ТУ, положение Ключа выбора режима управления присоединением, Ключа ДУ, пропадание/восстановление каналов и сеансов связи для выполнения команд ТУ, в том числе факт сброса соединения при потере каналов связи).



2.8 Реализация ключа дистанционного управления

Для организации дистанционного управления из ДЦ филиалов АО «СО ЕЭС» Новгородское РДУ и ЦУС филиала ПАО «ФСК ЕЭС» Новгородского ПМЭС, помимо непосредственно реализации алгоритма выбора ключа ДУ, также реализуется отображение текущего состояния ключа ДУ и возможность его выбора (захвата) на ПС посредством человеко-машинного интерфейса, реализованного на автоматизированных рабочих местах (АРМ).

С этой целью существующие на АРМ мнемосхемы, с которых может осуществляться телеуправление, дополняются специальным мнемоническим блоком контроля и управления ключом ДУ.

Блок контроля и управления ключом ДУ отображается верхней части интерфейса оператора на панели кнопок перехода по мнемокадрам, нормально Ключ ДУ установлен в положение «Освобождено».

Рисунок 17

В ОИК ДЦ, ПТК ЦУС, АРМ ПС осуществляется передача информации из АСУ ТП ПС о текущем положении Ключа ДУ. При переводе Ключа ДУ в положение «РДУ» сигнализация положения Ключа ДУ в ОИК ДЦ, ПТК ЦУС, АРМ ПС обозначается зеленым цветом. Возможность осуществления ДУ из ЦУС и с АРМ ПС блокируется и обозначается красным цветом.

Рисунок 18

При переводе Ключа ДУ в положение ПС сигнализация положения Ключа ДУ в ОИК ДЦ, ПТК ЦУС, АРМ ПС будет обозначена зеленым цветом. Возможность осуществления ДУ персоналом РДУ и ЦУС будет заблокирована и обозначена красным цветом.

Рисунок 19

Оперативному персоналу ПС предоставляется приоритетное право принудительного перевода Ключа ДУ в положение «ПС» из «РДУ», «ЦУС» в случае возникновения нештатных ситуаций и иных случаях, предусмотренных инструкциями. Оперативному персоналу ЦУС предоставляется право принудительного перевода Ключа ДУ в положение «ЦУС» из «РДУ» в случае возникновения нештатных ситуаций и иных случаях, предусмотренных инструкциями.

Расширение перечня передаваемых сигналов и команд с ПС в ДЦ и ЦУС.

В соответствии с требованиями «Перечень распределения функций дистанционного управления оборудованием на ПС 330 кВ Новгородская (утвержден 02.10.2019 г.)» должна быть обеспечена возможность ДУ КА из ДЦ и ЦУС.

В соответствии с требованиями п.5.12 и п.5.14 «Типовые принципы переключений в электроустановках при осуществлении дистанционного управления оборудованием и устройствами РЗА подстанций (утвержденными 06.09.2019)» при отказе или неготовности ДУ из ДЦ должна быть обеспечена возможность ДУ из ЦУС.

На ПС не реализована функция ДУ выключателями 10 кВ из ЦУС Филиала ПАО «ФСК ЕЭС» Новгородское ПМЭС. В соответствии с требованиями п.5.3.3 СТО 56947007-29.130.01.092-2011 управляемыми из ЦУС ПМЭС элементами оборудования ПС ЕНЭС должны быть выключатели главной схемы ПС.

В связи с этим, существующий перечень ДУ оборудованием и устройствами РЗА должен быть скорректирован добавлением новых команд. Скорректированный перечень сигналов (приложение Б) и команд составлен на основании следующих документов:

- формуляр согласования приема/передачи данных между ПС 330 кВ Новгородская и Филиалом АО «СО ЕЭС» Новгородское РДУ согласно ГОСТ Р МЭК 870-5-104;

-формуляр согласования приема/передачи данных между ПС 330 кВ Новгородская и филиалом ПАО «ФСК ЕЭС» - Новгородское ПМЭС согласно ГОСТ Р МЭК 870-5-104;

-положение о технологическом взаимодействии между АО «СО ЕЭС» и ПАО «ФСК ЕЭС» от 17.05.2019;

-типовые принципы переключений в электроустановках при осуществлении дистанционного управления оборудованием и устройствами РЗА подстанций (утверждены 06.09.2019);

-СТО 56947007-29.130.01.092-2011 Выбор видов и объемов телеинформации при проектировании систем сбора и передачи информации подстанций ЕНЭС для целей диспетчерского и технологического управления;

-перечень распределения функций дистанционного управления оборудованием на ПС 330 кВ Новгородская (утвержден 02.10.2019 г.).

Проектирование АСУ ТП предусматривает формирование дополнительных обобщённых сигналов для целей дистанционного управления. Формирование обобщённых сигналов для целей дистанционного управления должно быть реализовано на уровне проектируемых станционных контроллеров, а также предусматривается формирование нескольких типов обобщённых сигналов: неисправность (неготовность) КА, оперативная блокировка управления КА, неисправность оперативной блокировки присоединения.

Организация каналов связи с ДЦ.

Для организации обмена ТМ между ДЦ и ПС предусматривается применение схемы информационного обмена, показанной на рисунке



Рисунок 20 Организация каналов связи с ДЦ

Для реализации данной схемы на ПС используется основное и резервное устройства (сервер) АСУ ТП, подключенные каждое к двум (основному и резервному) каналам связи с ДЦ. Основное и резервное устройства ПС должны функционировать постоянно, осуществляя одновременный обмен каждое по двум соединениям. Таким образом, между основным сервером внешнего узла СК-Proxy и ПС должны постоянно поддерживаться четыре активных соединения: два по одному каналу связи для обмена данными, два - по другому каналу.

Резервный сервер внешнего узла СК-Proxy не участвует в информационном обмене с ПС и устанавливает соединения только при смене ролей серверов СК-Proxy. Использование данной схемы позволяет избежать потери обмена ТМ с энергообъектами при пересекающихся по времени выводах из работы по различным причинам одного из полукомплектов устройств (серверов) АСУ ТП энергообъекта и одного из каналов связи.

Схема организации каналов связи ПС с ДУ и ЦУС, а также расчет минимальной пропускной способности каналов представлены в подраздели «Сети связи».

Ведомость оборудования и материалов, необходимых для модернизации АСУ ТП с указанием принадлежности к объектам учета основных средств в соответствии с Распоряжением ПАО «ФСК ЕЭС» №405р от 31.07.2014 г., приведена в Приложении А.



2.9 Виды испытаний, проводимых при приемке, смонтированной АСУ ТП

В соответствии с ГОСТ 34.603-92 приемочные испытания АСУ ТП должны включать проверку:

1) полноты и качества реализации функций при штатных, предельных, критических значениях параметров объекта автоматизации и в других условиях функционирования АСУ ТП;

2) выполнения каждого требования, относящегося к интерфейсу системы;

3) работы персонала в диалоговом режиме;

4) средств и методов восстановления работоспособности АСУ ТП после отказов;

5) комплектности и качества эксплуатационной документации.

Проверку полноты и качества выполнения функций АСУ ТП рекомендуется проводить в два этапа. На первом этапе проводят испытания отдельных функций (задач, комплексов задач). При этом проверяют выполнение требований ТЗ к функциям (задачам, комплексам задач). На втором этапе проводят проверку взаимодействия задач в системе и выполнение требований ТЗ к системе в целом.

Проверка задач в зависимости от их специфики может проводиться автономно или в составе комплекса. Объединение задач при проверке в комплексах целесообразно проводить с учетом общности используемой информации и внутренних связей.

Проверку работы персонала в диалоговом режиме проводят с учетом полноты и качества выполнения функций системы в целом.

Проверка средств восстановления работоспособности после отказов должна включать:

1) проверку наличия в эксплуатационной документации рекомендаций по восстановлению работоспособности и полноту их описания;

2) практическую выполнимость рекомендованных процедур;

3) работоспособность средств автоматического восстановления функций (при их наличии).

Результаты испытаний объектов, предусмотренных программой, фиксируют в протоколах. Протоколы испытаний объектов по всей программе обобщают в едином протоколе, на основании которого делают заключение о соответствии, и возможности приемки системы в постоянную эксплуатацию. При проведении испытаний руководствоваться также требованиями СТО 56947007-25.040.40.012-2008 «Типовая программа комплексных испытаний АСУ ТП при приемке из реконструкции и законченных строительством подстанций ПАО «ФСК ЕЭС» (с изменениями от 26.07.2018).

2.10 Сети связи

Технические решения, принятые в проекте, соответствуют требованиям экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных и других норм и правил, действующих на территории Российской Федерации, и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных проектом мероприятий.

Присоединение проектируемой технологической сети связи к сети связи общего пользования не осуществляется.

Техническими решениями проектной документации предусматривается организация каналов передачи данных телеметрической информации между ПС 330 кВ Новгородская, ЦУС Новгородского ПМЭС и ДЦ Новгородского РДУ и обеспечение обмена телеметрической информацией ПС 330 кВ Новгородская с диспетчерскими центрами (ДЦ АО «СО ЕЭС» и ЦУС ПМЭС) с использованием протокола ГОСТ Р МЭК 60870-5-104-2004 по двум независимым каналам передачи информации данных одновременно.

Для организации основного и резервного каналов связи используется существующее каналообразующее оборудование по ВОЛС, а также проектируемое по смежным титулам. Трассы основного и резервного магистральных каналов связи территориально разнесены. При организации каналов связи объекта с ДЦ РДУ и ЦУС ПМЭС учитываются решения и организации передачи информации проекта «Модернизация сети передачи данных ЕТССЭ ПАО «ФСК ЕЭС» в зоне ответственности МЭС Северо-Запада. При организации каналов связи учтены решения смежного титула «ВОЛС «Псков - Новосокольники с заходом на Старую Руссу - Смоленск - Брянск - Найтоповичи»».

Схема организации каналов связи представлена на рисунке

Рисунок № 21Структурная схема организации основного (ТМ1) и резервного (ТМ2) каналов связи передачи зонных АСУ ТП с ПС 330 кВ Новгородская В направлении ДЦ Новгородского РДУ



Рисунок 22 Структурная схема организации основного (ТМ1) и резервного (ТМ2) каналов связи передачи зонных АСУ ТП с ПС 330 кВ Новгородская в направлении ДЦ ЦУС НПМС

Данным титулом дополнительных технических решений по доукомплектации оборудования связи принимать не требуется. Создание новых линейных сооружений (линий связи) в соответствии проектом не предусматривается.

2.10.1 Характеристика состава и структуры сооружений и линий связи

Система передачи телеметрической информации.

Каналообразующее и сетевое оборудование на подстанции размещено в помещении релейного зала 330/35 кВ здания ОПУ в шкафах:

-шкаф Х64 (Шкаф управления ВОЛС):

-мультиплексор Nateks MMXv3;

-шкаф X62 (Кроссовый шкаф):

-коммутатор Cisco МЕ3400 (2 шт.);

-шкаф Х45 (Шкаф шлюзов АСУ):

-маршрутизатор Cisco 2821 (2 шт.).

Передача телеинформации между ПС, ДЦ и ЦУС осуществляется по двум независимым каналам связи, обеспечивающим организацию отказоустойчивой структуры обмена информацией, и соответствует ГОСТ Р МЭК 60870-5-104.

Существующего каналообразующего оборудования достаточно для организации (расширения пропускной способности) каналов передачи данных телеинформации. На основании предварительного расчета перечня сигналов ТИ, ТС, АПТС, ТУ, определена минимально допустимая пропускная способность канала связи между ПС и диспетчерскими центрами. Расчет пропускной способности выполнен на основании «Методические рекомендации по организации информационного обмена энергообъектов с корпоративной информационной системой АО «Системный оператор Единой энергетической системы» по протоколу ГОСТ Р МЭК 60870-5-104».

Таблица 2

Расчет минимальной пропускной способности каналов связи в направлении ДЦ Новгородского РДУ



Таблица 3

Расчет минимальной пропускной способности каналов связи в направлении ЦУС Новгородского ПМЭС

В рамках данного проекта необходимо расширить набор приема телеметрии в ОИК ГЦУС МЭС Северо-Запада с ОИК Новгородского ПМЭС. В соответствии с распоряжением ПАО «ФСК ЕЭС» № 302р 03.06.2010 г. передача информации организовывается путем межмашинного обмена с минимальной полосой пропускания канала 2048 кбит/с и протоколом МЭК 60870-5-104. Канал передачи данных предусматривается с использованием существующих линий связи.

Для обмена неоперативной информацией смежных подсистем (РАС, ОМП) предусматривается применение протокола SFTP/RDP. В соответствии с распоряжением ПАО «ФСК ЕЭС» № 302р 03.06.2010 г. передача информации организовывается путем межмашинного обмена с полосой пропускания канала 512 кбит/с.

Каналы диспетчерской связи на ПС существующие и изменений не предусматривают.



Таблица 4

(матрица) распределения информационных потоков данных в трактах передачи (основной и резервный) системы связи приведена на рисунке

Рисунок 23

2.10.2 Система гарантированного электропитания

Электропитание каналообразующего оборудования (ЦСПИ) выполнено от двух вводов с разных секций шин 0,4 кВ ЩСН и устройства АВР. Оборудование электропитания размещено в релейного зала 330/35 кВ здания ОПУ в шкафах:

-шкаф X76 ЩГП-1:

-Импульсный модульный выпрямитель ~220 В/=48 В, 3,6 кВт Cordex - 5 шт.;

-шкаф X61 FOX515 ВОЛС:

-ЭПУ ~220 В/=48 В Eltek Flatpack2;

-АКБ 12 В 105 Ач (4 шт.).

Существующая система электропитания оборудования связи соответствует требованиям РД 34.48.152 (от двух независимых источников - вводов ЩСН).

Данным титулом дополнительных технических решений по доукомплектации оборудования электропитания принимать не требуется.

Сведения о технических, экономических и информационных условиях присоединения к сети связи общего пользования: присоединение проектируемой технологической сети связи к сети связи общего пользования не осуществляется.

Обоснование способа, с помощью которого устанавливаются соединения сетей связи (на местном, внутризонном и междугородном уровнях): присоединение проектируемой технологической сети связи к сети связи общего пользования не осуществляется. Обоснование способа установки соединения сетей связи (на местном, внутризоновым и междугородних уровнях) приводить не требуется.

Местоположения точек присоединения и технические параметры в точках присоединения сетей связи: присоединение проектируемой технологической сети связи к сети связи общего пользования не осуществляется. Местоположение точек присоединения и технические параметры в точках присоединения сетей связи приводить не требуется.

Обоснование способов учета трафика: проектом не предусмотрено обоснование способов учёта трафика в проектируемой сети, так как сеть является технологической и не предназначена для оказания услуг связи. Обоснование способов учета трафика приводить не требуется.

Перечень мероприятий по обеспечению взаимодействия систем управления и технической эксплуатации:

-для организации удаленного управления и конфигурации оборудования связи используются существующие системы управления. Проектирование новых систем управления не требуется.

-техническая эксплуатация и обслуживание оборудования системы технологической и диспетчерской связи должно осуществляться силами и средствами технического персонала заказчика.

Перечень мероприятий по обеспечению устойчивого функционирования сетей связи, в том числе в чрезвычайных ситуациях, обеспечение устойчивости и надежности функционирования проектируемой технологической сети связи достигается выполнением следующих организационных и технических мероприятий:

-резервирование трактов передачи технологической информации (основной и резервный по различным средам передачи);

-использование сертифицированного и аттестованного ПАО «ФСК ЕЭС» оборудования связи и материалов;

-использование резервирования оборудования связи и каналов связи;

-применение систем гарантированного электропитания, обеспечивающих непрерывную работу систем связи не менее 6 часов.

-Описание технических решений по защите информации: проектом предусматривается применение следующих решений по защите информации на ПС 330 кВ Новгородская:

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. Вход в помещение связи находятся в закрытом состоянии, ключ от данного помещения находится у дежурного персонала подстанции.

2.Защита от несанкционированного доступа в сети. Проектом предусматривается использование существующих межсетевых экранов, осуществляющих контроль и фильтрацию, проходящих через него сетевых пакетов в соответствии с заданными правилами.

3.Организация работы системы антивирусной защиты.

4.Организация контроля межсетевых взаимодействий. Проектом предусматривается использование межсетевых экранов (МЭ) с функцией СОВ. Межсетевые взаимодействия информационных систем должны быть ограничены, только необходимыми и документированными взаимодействиями. Изменения сетевых подключений и конфигураций межсетевых экранов должны осуществляться только на основании заявок, прошедших оценку на предмет безопасности и утвержденных руководством.

5.Организация безопасности управления сетевым оборудованием. Сетевой доступ к интерфейсам управления сетевым оборудованием должен быть ограничен. Для управления сетью должны использоваться безопасные протоколы. На сетевых устройствах должны быть удалены или заблокированы учетные записи, заданные по умолчанию.

6.Предусматривается отключение и блокировка всех не используемых интерфейсов ввода-вывода и компонентов ПО.

7.Защита информации от несанкционированного доступа путем проверки идентификатора и пароля пользователя.

8.Журналы аудита системных компонентов должны быть активированы и отслеживаться. Действия сотрудников с административными полномочиями должны регистрироваться. Регистрация событий, имеющих отношение к защищенности информации (чтение, запись, изменение, удаление, попытка входа в систему).

9.Автоматическое или ручное резервное копирование данных архива.

Требования к каналам связи по защите информации не предъявляются (защита обеспечивается на уровне подключаемых к каналам связи ПТК).

Для защиты от несанкционированного доступа к АСУ ТП через АРМ дежурного предусматривается ПО антивирусной защиты.

11.Характеристика и обоснование принятых технических решений в отношении технологических сетей связи

Объем выполняемых работ не затрагивает технологические сети связи, имеющиеся на объекте. Характеристику и обоснование принятых решений в отношении технологических сетей связи приводить не требуется.

12.Описание системы внутренней связи, часофикации, радиофикации, телевидения

Подсистемы внутренней связи, часофикации, радиофикации и телевидения на объекте в соответствии с Заданием на проектирование не предусматриваются.

13.Обоснование применяемого коммутационного оборудования, позволяющего производить учет исходящего трафика на всех уровнях присоединения

Присоединение проектируемой технологической сети связи к сети связи общего пользования не осуществляется. Учет трафика проводить не требуется.

14.Характеристика принятой локальной вычислительной сети

Реализация сетей связи по проекту не предусматривает прокладку и использование локальной вычислительной сети.

15.Обоснование выбранной трассы линии связи к установленной техническими условиями точке присоединения

Проектом предусмотрено использование существующих линий связи, а также линий связи, проектируемых по другим титулам. Обоснование выбранной трассы линии связи приводить не требуется.

2.11.1 Экологическая политика на предприятиях электроэнергетики

Цель, которую преследует государство в сфере увеличения экологической безопасности на предприятиях электроэнергетики-постепенное уменьшение нагрузки топливно-энергетических субъектов на окружающую среду методом снижения выбросов токсических веществ в окружающую среду, а также минимизации образования отходов при производстве продукции и её потреблении.

ПАО ФСК ЕС «Россети» - лидирующая компания энергетического комплекса- управляет работой подведомственных сетевых структур, которые осуществляют передачу и дальнейшее распределение электрической энергии на территории нашего государства, обеспечивая тем самым потребителей экологически чистым, высококачественным видом энергии. Деятельность в сфере производства ФСК ЕС имеет различные виды воздействия на окружающую среду:

-размещение отходов производства энергетического комплекса;

-физическое воздействие;

В настоящие время энергетические предприятия обеспечивают соответствие самым передовым требованиям, ориентированным на снижение воздействия отрицательных факторов производства на окружающую среду, и располагают необходимыми механизмами, сведения экологических рисков к нулю. В компании ПАО ФСК ЕС приняты к исполнению следующие документы в области экологии:

1) Единая техническая политика: описывает процесс применения структурными подразделениями современных технических решений, препятствующих воздействию вредных веществ на местную экосистему. Представляет перечень запрещенных к использованию технологий и материалов.

2) Программа роста энергосбережения и увеличение энергоэффективности топливного комплекса. Ставит перед отраслью цели и задачи по снижению технологических потерь при передаче электроэнергии. Осуществление данной задачи позволит уменьшить себестоимость передачи и распределения электроэнергии, в совокупности уменьшения объемов условного топлива, необходимого при технологическом процессе. Что приведёт к снижению выработки электроэнергии на различного типа-электростанциях и уменьшения выброса СО2.

3) Инновационное развитие-это применение последних технических решений в сфере SmartGrid, и использование различного вида электроэнергии: распределенной экологически чистой генерации которой позволяет держать максимальную эффективность и КПД электропередачи, оптимизировать режим работы и исключить риски аварий при работе электротехнического оборудования-технологических нарушений. Программа инновационного развития подразумевает разработку новых технологий, в том числе материалов и систем, исключающих использование особо вредных веществ:

а. применением силовой электроники в компенсаторах;

б. использование новых кабельных линий и высоковольтных проводов;

в. новые типы высоковольтных опор;

г. использование первичного, высоковольтного оборудования с твердотельной изоляцией;

д. передача электроэнергии используя постоянный ток;

Реализации экологической политики ПАО ФСК ЕС приведёт к сохранению благоприятной окружающей среды для следующих поколений; и базируется в основном на Конституции Российской Федерации и международных обязательствах нашей страны в рамках охраны окружающей среды.

Задачи требующие скорейшего решения в области охраны окружающей среды:

- модернизация морально устаревшего оборудования, применяемого на энергетических предприятиях;

-при строительстве высоковольтных линий уменьшение норматива вырубки зелёных лесонасождений;

Объём реализации экологической политики в ПАО «Россети» можно оценить по следующим показателям:

-снижение процента использования высоковольтного оборудования, с содержанием полихлорированных бифенилов;

-увеличение биоразнообразия и увеличение численности птиц, занесенных в Красную книгу;

-использование системы экологического менеджмента;

-увеличение легкового автотранспорта, использующего экологически чистый виде топлива

Направлениями при реализации экологической политики:

- соблюдение природоохранного законодательства РФ и международных правовых актов в области охраны О.С.;

- единые экологические требования во всём электросетевом комплексе;

- увеличение международного сотрудничества при использовании энергетически эффективных технологий и оборудования;

- применение в электроэнергетике новых технологий и инновационных решений, необходимых для обеспечения соблюдения природоохранных требований и уменьшения негативного воздействия на О.С., в том числе применение высоковольтных КЛ и самонесущих изолированных проводов.

- дальнейшее развитие зарядной инфраструктуры для электротранспорта;

- экологическая безопасность при обращении с отходами, образующимися в процессе производства;

- обеспечение открытости и доступности экологической информации, информирование всех заинтересованных сторон о произошедших авариях, их экологических последствиях и мерах по ликвидации;

- вывод производственного и экологического контроля на новый уровень;

- совершенствование нормативно-правовой базы в области охраны О.С;

- рост квалификации персонала, который принимает непосредственное участие в обслуживании объектов электроэнергетики.

2.11.2 Охрана труда при эксплуатации подстанции нового поколения

Охрана труда при эксплуатации электроустановок, является основополагающим фактором при проектировании, строительстве, и дальнейшим процессом использования высоковольтных подстанций.

С 1 января 2021 года вступили в силу новые «Правила по охране труда при эксплуатации электроустановок». Рассмотрим некоторые разделы этих правил:

1.Раздел №3 «Охрана труда при оперативном обслуживании и осмотрах электроустановок» -регламентирует количественный и качественный состав работников, занимающихся осмотром и обслуживанием электроустановок, а также минимально допустимое расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением до 1150кВ.

2.Раздел №4 «Охрана труда при производстве работ в действующих электроустановках» -описывает основные документы, разрешающие работу в электроустановках и технологические моменты обязательные для исполнения.

3.Раздел №5 «Организационные мероприятия по обеспечению безопасного проведения работ в электроустановках» -содержит перечень мероприятий (и процесс их выполнения), необходимых для безопасной работы допущенных в электроустановку специалистов.

4.Раздел №16 «Охрана труда при выполнении технических мероприятий, обеспечивающих безопасность работ в электроустановках» -прописаны необходимые мероприятия при подготовке рабочего места в электроустановке.



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

ПАО ФСК «Россети» -перспективы цифровой трансформации

2019 г. послужил началом отправной точки по внедрению цифровых технологий в высоковольтные распределительные сети, в масштабе всей страны. Данная программа в денежном эквиваленте составляет - 1,3 трлн. руб., за эту сумму к 2030 году предстоит создать полностью цифровую сеть, и тем самым используя последние технологии цифровизации, поднять российскую электроэнергетическую отрасль на новую ступень развития. С практической точки зрения реализация данного проекта -очень сложная задача. «Цифровая трансформация 2030» это- преобразование энергетической электросетевой инфраструктуры к 2030 году, посредствам внедрения цифровых технологий, речь идет о компании, от стабильной деятельности которой зависит практически вся инфраструктуры экономики (более 75% услуг по передаче электрической энергии) в РФ. ФСК ЕС занимается передачей электроэнергии по ЕНЭС по магистральным высоковольтным линиям, и является субъектом естественной монополии, чьи тарифы регулируются государством. «Цифровая трансформация 2030» -это цифровизация крупнейшего электросетевого комплекса в мире, который включает в себя:

-2,35 млн. км высоковольтных линий электропередачи;

-507 тысяч высоковольтных трансформаторных подстанций общей мощностью более 792 ГВА.

ПАО ФСК «Россети» имеет 35 дочерних обществ, 15 межрегиональных и магистральную сетевую компанию.

Задачи, которые необходимо решить при цифровой трансформации:

-адаптировать компанию к новым условиям;

-увеличить надёжность электроснабжения потребителей;

-сделать доступным структуру электросетевого комплекса;

-увеличение кадрового потенциала.

Главные принципы цифровой трансформации ПАО ФСК ЕС:

1) полный контроль работы сетевых объектов в режиме реального времени;

2) внедрение полной автоматизации управления технологическими процессами;

3) разработка цифровой CIM-модели, и возможность информационного взаимодействия с контрагентами по единому стандарту, применяемому в энергетической отросли;

Ориентиры применяемые при построении модели цифровой трансформации:

Концепция цифровой трансформации подразумевает обеспечение рынка РФ наиболее современными технологическими решениями, для осуществления компанией преимущества в процессе снижения операционных и инвестиционных затрат, в том числе затрат, как на содержание инфраструктуры, так и затрат на управления технологическими процессами и снижение операционных, инвестиционных расходов.

Цели, которые необходимо достигнуть в рамках данной концепции к 2030году

-сократить возможные потери при передаче электроэнергии;

-надёжность и доступность электроснабжения для населения и промышленности;

-формирование дополнительных услуг для потребителей;

Задачи на ближайшее будущее:

1. доступность возможности технологического присоединения;

2. уменьшить операционные затраты не менее чем на 30%;

3. сократить капитальные затраты, и увеличить сроки использования основных активов;

«SAIDI System Average Interruption Duration Index)» -возможная продолжительность перерывов в электроснабжении рассчитанная на одного клиента, которая выражает время отключения одного потребителя в системе электроснабжения.

Перспективные требования развития включают в себя не только высокий уровень качества электроснабжения потребителей, но и наличие дополнительных услуг таких как-интернет энергии. С монтируемая цифровая сеть-готовая часть всероссийского промышленного интернета, а умные счетчики-отечественная цифровая платформа, при помощи которой сеть просчитает объём справедливых обоснованных тарифов для населения и промышленных предприятий. Сельхозпредприятия через энергообъекты смогут управлять поливом и освещением теплиц.



Заключение

Целью нашего проекта было: проектирование подстанции нового поколения на примере ПС 330кВ Новгородская, и решение в рамках данной работы следующих задач:

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.

Данные вопросы были основательно рассмотрены в моей работе, и предложены конкретные проектные решения по реализации АСУТП и строительства подстанции нового поколения, используя современные цифровые технологии.



Приложение А

Сводная ведомость потребности в оборудовании, изделиях и материалах



Приложение Б

Таблица №5

Максимально допустимые токовые нагрузки ЛЭП 330кВ: Л-369,Л-409

			Тип и	Номин.токи аппаратуры и проводов ВЛ	Предельные токовые нагрузки (А) при
		Тип и	сечение			(А)			температуре воздуха(град.С) и скорости ветра,
N	Наим.	сечение	проводов				В/Ч	Длит.	направленной параллельно проводу (м/сек)	Ограничительный
п/п	ВЛ	проводов	ошиновки	Выкл.	Разъед	Трансф.	заградитель	доп.ток	-20		0		20		30		элемент
		ВЛ	ячеек			тока	защита /	провода	0	4	0	4	0	4	0	4	линии
							/связь	по ПУЭ	м/сек	м/сек	м/сек	м/сек	м/сек	м/сек	м/сек	м/сек
1	Л-369	2АС-300/39	2АС-300	2000	3200	1000	2000	1420	1000	1000	1000	1000	1000	1000			Аппаратура
			2АС-300	4000	3150	1000	2000
2	Л-409	2АС-300	2АС-300	2000	3200	1000	2000	1380	1000	1000	1000	1000	1000	1000			ограничение по линейному ТТ на
		2АСКС-300	2АС-300	4000	3150	2000	2000										ПС Юго-Западная

Талица № 6

Максимально допустимые токовые нагрузки ЛЭП 110кВ

N п/п	Наименование линии	Марка провода	Номинальные токи аппаратуры и проводов ВЛ(А)	Допусти- мая наг- рузка на ВЛ (А)	Элемент линии ограничива- ющий допнагрузку
			Длительно доп.ток провода по ПУЭ	Тр-ры тока	Выклю- чатели	Разъеди- нители	В/ч заг- радители
1	2	4	5	6	7	8	9	10	11
1	Городская-1	АСО-240	605	600/5 1000/5	2000 4000	2000 1000	630 630	600	Тр-ры тока
2	Городская-2	АСО-240	605	600/5 1000/5	2000 4000	2000 1000	630 630	600	Тр-ры тока
3	Ильменская-2	АС-150 АС-185	450 510	750/1 600/5	2000 -	2000 630	630 630	450	Провод
4	Ильменская-3	АС-95	330	600/5	2000	2000 630	630 630	330	Провод
5	Ильменская-4	АС-95	330	600/5	2000	2000 630	630 630	330	Провод
6	Ильменская-5	АС-185 АСКС-185	510	1000/5 - 1000/5	2000 - 1600	2000 630 1000	630 630 630	510	Провод
7	Лучевая-2	АС-150 2АС-120	450 760	600/5 600/5	2000 -	2000 600	630 600	450	Провод
8	Новгородская-1	АСО-240	605	600/5 400/5	2000 600	2000 630	630 600	400	Тр-ры тока
9	Новгородская-3	АСО-240	605	1000/1 1000/5	2000 1600	2000 1000	630 630	605	Провод
10	Софийская-1	АС-150	450	1000/5 1000/5	1250 2000	1000 630	630 630	450	Провод
11	Химическая-2	АС-185 АС-150	510 450	600/5 1000/5	2000 1600	2000 1000	630 630	450	Провод
12	Юго-Западная-1	АСКП-240 АСКС-300 АС-300	605 690 690	1000/1 1000/5	1600 2000	2000 1000	630 630	605	Провод

Приложение В

Схема ПС 330кВ Новгородская

Размещено на Allbest.ru

...