Проект АСУ ТП

30.0021-4-ИОС6.6-АСУ.01 Схема телемеханизации ИЗМ. 1.dwg

Экспликация помещений
Расчет 2. Выбор кабелей по допустимой нагрузке и по допустимой потере напряжения
Расчет 1. Определение мощности
протекающей по расчетному участку сети
Позиционное обозначение
число и сечение жил кабеля
Мощность протекающая по участку
Результаты расчета (см. порядок расчета)
Кабель от щита СН до наиболее удаленной точки
Номинальное линейное
(Pпi Roi +Qпi Xoi) Li
q(расчетная схема 3)
Существующее оборудование
Конденсатор связи 220 кВ
00пФ Высокочастотный заградитель 1250А
5Гн Фильтр присоединения 3200пФ
Разъединитель 220 кВ D BF2-245 Iн=1000А
Трансформатор тока 220 кВ AGU-245 0.2S0.510Р10Р10Р10Р
Выключатель элегазовый колонковый 220кВ 3AP1F-245
Сборные шины 2СШ 2xАС 24032
Сборные шины 1СШ АС 2xАС 24032
Ограничитель перенапряжения 220кВ ОПН-220154-103 (III)
Трансформатор напряжения емкостной 220 кВ VCU-245
Проектируемое оборудование
Конденсатор связи Высокочастотный заградитель Iн=1250А Фильтр присоединения
Разъединитель 220 кВ трехполюсный Iн=1000А
Трансформатор тока 220 кВ 0.2S0.210Р10Р10Р10Р
Выключатель элегазовый колонковый 220кВ
Сборные шины 1СШ 2xАС 24032
Щит собственных нужд 0.4 кВ
к ПС 3510 кВ Маккавеево
Выключатель вакуумный BBTEL-1020 Iном=630 А
Ограничитель перенапряжений 10 кВ ОПН-1012-10(I) УХЛ1
Трансформатор тока ТОЛ-СЭЩ 505А
Предохранитель 10 кВ
Дизель-генераторная установка l0
Выключатель вакуумный 10 кВ Iном=630 А
Трансформатор тока 1005А
Трансформатор хозяйственных нужд масляный 100.4 кВ
Комплектная трансформаторная подстанция 100.4 кВ
Щит хозяйственных нужд 0.4 кВ
Проектируемые элементы выделены сплошными утолщенными линиями
оборудование по титулу "ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Маккавеево с РП 220 кВ Макавеево и заходами ВЛ" - сплошными тонкими
пунктирными - элементы перспективного развититя
не входящие в обьем данного титула. 2 В качестве исполнительной принята "220-ЗБК-П-ЭП1.1
ожидаемой на 2020г. Значения максимальных рабочих токов по проектируемым присоединениям указаны для наиболее тяжелого послеаварийного режима работы сети
на этап 2013-2020г. 4 Ошиновка ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Маккавеево выполнена проводом АС 24032. В ячейках №5
РП 220 кВ Маккавеево
производится замена ошиновки с АС 24032 на АС 60072.
Трансформатор тока нулевой последовательности
УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ l1
q*;ТС - телесигнализация состояния оборудования; АПТС - аварийно-предупредительная телесигнализация; ТУ - телеуправление;
- телеизмерение режимных параметров: I - действующее значение фазных токов; U - действующее значение фазногомежфазного напряжения; P - активная мощность; Q - реактивная мощность.
ВЛ 220 кВ Чита-1 (тяговая) Ш.А. II с.ш.
ВЛ 220 кВ Новая (тяговая)
ВЛ 220 кВ Урульга (тяговая) - с отпайкой на ПС Даросун Ш.А. I с.ш.
ВЛ 220 кВ Карымская (тяговая) - с отпайкой на ПС Даросун
ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Маккавеево 1
ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Маккавеево 2
ВЛ 220 кВ Харанорская ГРЭС - Маккавеево
ВЛ 220 кВ Макковеево - Багульник
Секционный выключатель
ВЛ 220 кВ Чита- Макковеево
Наименование помещения
Помещение главного щита управления
Комната отдыха и приема пищи
Помещение щита СН переменного тока
Диспетчерское наименование функциональной группы после реконструкции
ВЛ 220 кВ Маккавеево - Багульник
Резерв (Секционный выключатель)
ВЛ 220 кВ Чита- Маккавеево
Обозначение функциональной группы
Сечение провода ячейки

30.0021-4-ИОС6.6-ТТО АСУ ТП ИЗМ. 1.docx

Проектная документация разработана в соответствии с заданием на проектирование техническими регламентами в том числе устанавливающими требования по обеспечению безопасной эксплуатации зданий строений сооружений и безопасного использования прилегающих к ним территорий.
1Решения по реконструкции существующей АСУ ТП18
2Назначение и цели расширения системы18
Основные характеристики объекта автоматизации после проведения реконструкции20
Функциональные требования к системе21
1Требования к системе в целом21
2Требования к функциям выполняемым системой22
2.1Технологические функции22
2.2Общесистемные функции23
3Основные принципы построения и структура АСУ ТП24
4Автономные цифровые системы с которыми АСУ ТП должна поддерживать информационный обмен25
5Первичная технологическая информация25
5.1Прием и обработка аналоговой информации25
5.2Прием и первичная обработка дискретной информации26
5.3Управление коммутационной аппаратурой26
6Требования к организации оперативной блокировки в АСУ ТП28
7Требования к информационному обмену с уровнем ЦУС РДУ30
8Требования к организации и хранению оперативной информации АСУ ТП31
9Подсистема сбора и передачи технологической информации ССПТИ33
10Решения по отображению информации на АРМ33
10.1АРМ оперативного персонала35
10.2АРМ инженера РЗА40
10.3АРМ инженера АСУ ТП42
11Требования к надежности и живучести АСУ ТП43
Технические требования к компонентам АСУ ТП45
1Технические требования к компонентам нижнего уровня АСУ ТП45
1.1Многофункциональные измерительные преобразователи45
1.2Контроллеры присоединения46
2Технические требования к компонентам среднего уровня АСУ ТП51
2.1Требования к оборудованию ЛВС АСУ ТП51
3Требования к модулям УСО автономной системы регистрации аварийных событий52
4Требования к конструкции шкафов53
Требования к программному обеспечению56
2Базовое (фирменное) ПО56
3Прикладное (пользовательское) ПО58
Требования к метрологическому обеспечению60
Комплекс работ выполняемых в рамках создания АСУ ТП62
Комплектность запасных частей расходных материалов поверочных устройств64
Гарантийные обязательства65
1Решения по реконструкции существующей АСУ ТП
В рамках реконструкции (расширения) существующей системы автоматизированного управления предполагается:
установка измерительных преобразователей присоединений ВЛ 220 кВ Маккавеево-Багульник ВЛ 220 кВ Чита-Маккавеево проектируемых присоединений КРУН 10 кВ;
ввод дискретных сигналов ТС во вновь проектируемые терминалы РЗА с функцией контроллера присоединения вывод сигналов ТУ;
интеграция проектируемых технических средств РЗА в существующую АСУ ТП;
доработка программного обеспечения MicroSCADA для решения задач сбора обработки визуализации и архивирования вновь вводимых переменных АСУ ТП.
Схема телемеханизации ОРУ 220 кВ РП Маккавеево приведена на чертеже 30.0021-4-ИОС.6.6-АСУ.01 структурная схема АСУ ТП – на чертеже 30.0021-4-ИОС.6.6-АСУ.02.
2Назначение и цели расширения системы
АСУ ТП ПС должна обеспечить комплексную автоматизацию технологических процессов с целью повышения надежности и экономичности работы оборудования подстанции и участков прилегающих электрических сетей и как следствие обеспечения надежного электроснабжения потребителей электроэнергии а также сокращения эксплуатационных затрат сведения до минимума обслуживающего персонала подстанции и повышения его безопасности.
АСУ ТП ПС таким образом должна быть основным средством ведения оперативным персоналом технологического процесса обеспечивающим требуемый уровень надежности и эффективности эксплуатации основного оборудования во всех режимах функционирования ПС. Кроме того АСУ ТП ПС должна стать средством интеграции в едином информационном пространстве всех информационно-технологических систем предусматриваемых на ПС.
Основными целями АСУ ТП ПС являются:
повышение надежности и долговечности работы оборудования и сокращения затрат на его ремонт;
уменьшение психофизической нагрузки и вероятности ошибочных действий оперативного персонала во всех режимах работы;
повышение экономичности работы оборудования;
повышение эксплуатационной готовности и маневренности электротехнического оборудования ПС;
Достижение поставленных целей должно быть обеспечено следующими способами:
применением функций автоматизированного управления;
совершенствованием информационной поддержки оперативного и технического персонала;
повышением надежности и живучести средств контроля и управления за счет применения более надежной элементной базы избыточности и самоконтроля технических и программных средств;
внедрением непрерывных методов технической диагностики электротехнического оборудования.
Основные характеристики объекта автоматизации после проведения реконструкции
Основные характеристики РП 220 кВ Маккавеево после проведения реконструкции (в части ОРУ-220 кВ и КРУН-10 кВ) приведены в таблице 2.1.
Тип схемы ОРУ 220 кВ – № 220-9 одна рабочая секционированная система шин. В рамках данного титула выполняется расширение ОРУ 220 кВ в части подключения ВЛ 220 кВ Чита-Маккавеево и ВЛ 220 кВ Маккавеево - Багульник.
Тип схемы КРУН-10 кВ - № 6-1 одна рабочая секционированная система шин. В рамках данного титула выполняется расширение КРУН-10 кВ на 4 ячейки в целях подключения проектируемой КТП 1004 кВ хозяйственных нужд.
Основные характеристики РП 220 кВ Маккавеево в части проектируемых присоединений
Наименование оборудования
Выключатель элегазовый колонковый 220 кВ трехполюсный
вновь проектируемые присоединения по данному титулу
Трансформатор тока 220 кВ
Разъединитель трехполюсный
Заземляющий нож трехполюсный
Выключатель вакуумный
КТП-1004 кВ хозяйственных нужд
Щит хозяйственных нужд
Функциональные требования к системе
1Требования к системе в целом
АСУ ТП построена как единая интегрированная иерархическая распределенная человеко-машинная система работающая в темпе протекания технологического процесса оснащенная средствами управления сбора обработки отображения регистрации хранения и передачи информации.
Функциональная структура АСУ ТП построена на базе создаваемой в ее составе единой микропроцессорной системы измерений сбора обработки передачи и хранения информации о нормальных и аномальных режимах включая регистрацию аварийных режимов и процессов а также интеграции программно-технических средств смежных систем.
СТО 56947007-25.040.70.101-2011 Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и графического отображения информации посредством ПТК И АСУ ТП;
СТО 56947007-29.240.036-2009 Руководящие указания по выбору объемов неоперативной технологической информации передаваемой с подстанций ЕНЭС в центры управления электрическими сетями а также между центрами управления;
СТО 56947007-29.200.10-2008 Системы мониторинга силовых трансформаторов и автотрансформаторов. Общие технические требования;
2Требования к функциям выполняемым системой
2.1Технологические функции
Технологические функции АСУ ТП включают:
сбор аналоговой и дискретной информации о текущих технологических режимах и состоянии оборудования;
контроль и регистрацию отклонения аналоговых параметров за предупредительные и аварийные пределы и вывод их на экран;
представление текущей и архивной информации оперативному персоналу и другим пользователям на ПС ЦУС ПМЭС МЭС (контроль диагностика и визуализация состояния оборудования ПС);
отображение на мнемосхемах объекта (с динамическим изменением состояния) значений аналоговых технологических параметров существенных для ведения режимов и отображение состояния оборудования с индикацией отклонений от нормы;
дистанционное управление оборудованием ПС в том числе коммутационной аппаратурой ПС (выключатели разъединители заземляющие ножи привод РПН технологическое оборудование: насосы задвижки и др.) а так же резервное управление при отказах верхнего и среднего уровня АСУ ТП;
удаленное изменение состояния программных оперативных элементов систем РЗА ПА АСУ ТП: переключение групп уставок терминалов РЗА оперативный ввод-вывод из работы отключение-включение отдельных функций и др.;
программные блокировки управления коммутационной аппаратурой (оперативная логическая блокировка КА);
технологическая предупредительная и аварийная сигнализации: контроль и регистрация предупредительных и аварийных сигналов вывод их на АРМ фильтрация обработка;
регистрация событий собственными средствами и посредством информационного обмена с автономными системами РЗА ПА РАС и др.;
мониторинг параметров качества электроэнергии как собственными средствами АСУ ТП так и посредством информационного обмена с АИИС КУЭ специализированными устройствами контроля качества;
информационное взаимодействие с имеющимися на ПС автономными цифровыми системами (РЗА ПА РАС АИИС КУЭ КСТСБ и т.п.) по стандартным протоколам;
обмен оперативной информацией с ЦУС РДУ ОДУ;
обмен неоперативной технологической информацией с ЦУС ПМЭС МЭС;
контроль уровней напряжения на главных шинах подстанции. Интегрированный учет случаев превышения длительно допустимых уровней напряжения.
2.2Общесистемные функции
Общесистемные функции АСУ ТП включают:
организацию внутрисистемных и межсистемных коммуникаций; обработку и передачу информации на смежные и вышестоящие уровни;
тестирование и самодиагностику программной аппаратной и канальной (сетевой) части компонентов ПТК в том числе каналов ввода-вывода и передачи информации;
синхронизацию компонентов ПТК и интегрируемых в АСУ ТП автономных цифровых систем по сигналам системы единого времени;
архивирование и хранение информации в заданных форматах и за заданные интервалы времени;
защиту от несанкционированного доступа информационную безопасность и разграничение прав (уровней) доступа к системе и функциям;
документирование формирование и печать отчетов рапортов и протоколов в заданной форме ведение оперативной базы данных суточной ведомости и оперативного журнала.
3Основные принципы построения и структура АСУ ТП
АСУ ТП должна строиться как многоуровневая распределенная человеко-машинная система работающая в реальном масштабе времени.
При проектировании АСУ ТП должна быть предусмотрена возможность аппаратного и программного расширения.
В состав устанавливаемых при расширении АСУ ТП программно-технических средств должны входить:
Устройства сбора и обработки информации (контроллеры присоединений и модули УСО в их составе) - нижний уровень АСУ ТП. При этом контроллер присоединения может быть совмещён в одно устройство с микропроцессорным терминалом РЗА. В этом случае терминал РЗА должен отвечать всем требованиям предъявляемым к контроллерам АСУ ТП.
Измерительные преобразователи.
Устройства передачи информации (маршрутизаторы коммутаторы и т.п.) - средний уровень АСУ ТП.
Конструктивы для размещения технических средств (шкафы с необходимыми аппаратными средствами мебель для АРМ).
Сервисная аппаратура и запасные части.
Базовое (фирменное) и прикладное (пользовательское) программное обеспечение.
4Автономные цифровые системы с которыми АСУ ТП должна поддерживать информационный обмен
В рамках реконструкции АСУ ТП РП 220 кВ Маккавеево должен обеспечиваться информационный обмен АСУ ТП как с существующими так и проектируемыми автономными системами:
релейная защита и автоматика;
противоаварийная автоматика;
регистраторы аварийных сигналов и событий;
системы автоматического регулирования;
приборы определения места повреждения ЛЭП;
автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии;
система измерения показателей качества электроэнергии.
5Первичная технологическая информация
5.1Прием и обработка аналоговой информации
Ввод текущих пофазных значений токов и напряжений в АСУ ТП осуществляется от измерительных трансформаторов тока и напряжения непосредственно в устройства нижнего уровня – многофункциональные измерительные преобразователи.
В ходе первичной обработки информации выполняется:
сравнение с предупредительными и аварийными уставками;
присвоение меток времени событиям (превышенияснижения сигналов по сравнению с уставками);
масштабирование (вычисление реальных значений физических величин в именованных единицах с учетом коэффициентов трансформации ТТ ТН и т.д.);
вычисление расчетных величин (линейные напряжения по фазным 3Uo вычисление мощности).
Помимо самодиагностики микропроцессорных устройств при первичной обработке информации в общем случае производится проверка достоверности входных аналоговых сигналов. С этой целью рекомендуется использовать различные способы проверки и обеспечения достоверности: проверка нахождения сигнала в допустимом диапазоне; общая проверка (по дублирующему сигналу программная проверка математически связанных параметров – при наличии такой возможности). Дальнейшая обработка производится только с достоверными сигналами.
Для каждого сигнала предусматривается возможность контроля выхода за установленные пределы и возврат сигнала в норму. Выход за пределы (возврат в норму) квалифицируется как событие в том числе выход за предаварийный предел квалифицируется как предаварийное событие. События и тревоги регистрируются в системе с присвоением метки времени.
Система предусматривает диагностику источников информации путем сопоставления параметров полученных разными устройствами (измерительным терминалом терминалами МП защит). Согласование и утверждение алгоритмов диагностики проводятся программно на стадии пуско-наладки системы.
5.2Прием и первичная обработка дискретной информации
В АСУ ТП дискретные сигналы собираются от реле блок-контактов положения выключателей разъединителей пусковых и исполнительных органов устройств защит автоматики управления основного и вспомогательного оборудования. В системе сбора информации и ввода в устройства нижнего уровня АСУ ТП следует исключать промежуточные звенья (промежуточные реле и т.п.).
Дискретные сигналы положений выключателей разъединителей заземляющих ножей собираются от блок-контактов положения соответствующих КА (не допускается применение в качестве датчиков положения реле). Диаграмма работы блок-контактов КА должна предусматриваться в промежуточном положении КА: разомкнутое положение нормально-замкнутого и нормально-разомкнутого контактов соответствующего КА. В ходе первичной обработки выполняются:
устранение влияния «дребезга» возникающего при замыканииразмыкании контактов;
отстройка от помех (сигналов с длительностью менее 5-7мс);
присвоение меток времени любому изменению состояния с точностью не хуже 1 мс.
Дискретные сигналы о положении коммутационных аппаратов проверяются на достоверность путем введения двух сигналов от одного КА: «Включен» и «Отключен» получаемых с помощью нормально замкнутого и нормально разомкнутого контактов отнесенных к одному состоянию КА. Признак недостоверности для таких сигналов запоминается в архивах.
Уровень напряжения питания «сухих» контактов должен быть =220 В.
5.3Управление коммутационной аппаратурой
Средствами АСУ ТП должна быть обеспечена возможность следующих разновидностей автоматизированного управления соответствующими коммутационными аппаратами (таблица 3.1).
При управлении разъединителями и заземляющими ножами (местное дистанционное) должна предусматриваться программная блокировка исключающая одновременное управление с нескольких мест.
Ручное управление объектом сохраняет работоспособность вне зависимости от состояния АСУ ТП РП Маккавеево.
Все действия оперативного персонала по управлению КА фиксируются в архивах АСУ ТП с указанием метки времени способа и места управления.
Способы управления коммутационной аппаратурой
Вид и место управления
Выключатели 220 кВ разъединители заземляющие ножи с электроприводом. Выключатели КРУН 10 кВ
АРМ оперативного персонала на РП Маккавеево
Основной вид управления
С графической панели МП терминала РЗА с функцией контроллера присоединения в шкафу РЗА из ОПУ (для присоединений 220 кВ). С графической панели контроллера присоединений 10 кВ.
Резервное управление при неисправности верхнего или среднего уровня АСУ ТП
От кнопок ключей в шкафах управления из ОПУ
Выключатели 220 кВ заземляющие ножи с электроприводом
От кнопок управления в шкафу привода коммутационной аппаратуры (по месту установки КА)
Резервное управление при неисправности нижнего уровня АСУ ТП
Выключатели КРУН 10 кВ
Ручное управление КА в ячейках КРУН 10 кВ
6Требования к организации оперативной блокировки в АСУ ТП
Организация оперативной блокировки на РП 220 кВ Маккавеево должна выполняться согласно:
Принципы выполнения блокировки заключаются в следующем:
)для разъединителей и заземляющих ножей должна выполняться блокировка исключающая:
оперирование разъединителем под нагрузкой (за исключением тех случаев когда разъединитель шунтирован другой электрической цепью не содержащей сопротивления например шиносоединительным выключателем);
включение заземляющего ножа на участке цепи не отделенном разъединителями от участков находящихся под напряжением;
возможность подачи напряжения разъединителем на заземленный участок цепи;
возможность подачи напряжения выключателем на заземленный участок цепи. Это достигается тем что от других участков цепей выключатель отделяется с обеих сторон разъединителями сблокированными с заземляющими ножами таким образом чтобы включение заземляющего ножа с одной стороны выключателя оказывалось возможным только при отключенных разъединителях с обеих сторон выключателя и наоборот включение разъединителя с одной стороны выключателя было возможно при отключенных заземляющих ножах с обеих сторон выключателя;
)для разъединителей с пофазным исполнением оперативная блокировка выполняется таким образом что оперирование разъединителем любой фазы невозможно при включенных заземляющих ножах на любой другой фазе.
На РП Маккавеево применяется программная (логическая) блокировка реализуемая в контроллерах присоединений в составе АСУ ТП с использованием блокировочных элементов приводов с соблюдением следующих условий:
)элементы электромагнитной блокировки в приводах коммутационных аппаратов (блок-замки реле блокировки) сохраняются;
)положение коммутационных аппаратов и измерения участвующие в алгоритме блокировки вводятся через модули ввода-вывода контроллеров присоединений. При каждом изменении состояния входных сигналов производится расчет по заданным в контроллере алгоритмам. По результатам вычислений контроллер выдает команды разрешения оперирования коммутационными аппаратами;
)контроллеры присоединений для приводов формируют отдельные команды:
команда «Разрешить операцию» - для подачи напряжения на блок-замок электромагнитной блокировки или на обмотку реле блокировки. Формирование команд «Разрешить операцию» выполняется в контроллере для каждого коммутационного аппарата в том числе и для коммутационных аппаратов с ручным приводом. Формируется команда посредством логических алгоритмов запрограммированных в контроллерах в соответствии с логикой традиционных релейно-контактных схем. Блокируется или разрешается выдача команды «Разрешить операцию» (разрешения управления) из контроллера нижнего уровня непосредственно в схему управления приводом коммутационного аппарата;
команда «Выполнить управление» - для отключения-включения от системы АСУ ТП в цепи управления привода коммутационного аппарата. Дистанционные команды «Выполнить управление» для аппаратов имеющих двигательные приводы формируются контроллером присоединения и поступают в цепи управления привода. При этом логическая допустимость операции проверяется на уровне контроллера;
начатая операция по управлению коммутационным аппаратом должна быть завершена. Команды «Разрешить операцию» и «Выполнить управление» должны присутствовать на выходе контроллера до окончания операции управления. Предусматривается непрерывный контроль положения коммутационных аппаратов с функциями контроля длительности работы приводов и сигнализации при превышении необходимого по заводским данным на аппарат времени на операцию.
Запрещается подача команд в привод управляемого коммутационного аппарата при неопределенном состоянии любого из коммутационных аппаратов задействованных в схеме его блокировки.
Дискретные выходы контроллеров присоединения «Разрешить операцию» и «Выполнить управление» должны быть разнесены по разным выходным блокам рядам зажимов. При разработке монтажных схем должны быть исключены формирование команд разрешения и управления при случайном замыкании соседних клемм.
Электропитание цепей оперативной блокировки осуществляется от цепей существующего гарантированного источника постоянного тока. Гарантированный источник питания постоянного тока представляет собой шкаф оснащенный выпрямителями ~220 В=220 В и DCDC преобразователями =220 В. В качестве первичных источников электропитания шкафа используется сеть собственных нужд переменного тока 220380 В 50 Гц и сеть оперативного постоянного тока 220 В. Шкаф оснащен системой мониторинга позволяющей контролировать питание и сопротивление изоляции полюсов относительно земли.
При неисправности контроллера присоединения для подачи разрешения на реле блокировки (деблокирования) внутри шкафа контроллера предусматривается специальный ключ аварийного деблокирования. Ключ должен быть опломбирован. Пломба может быть нарушена только при неисправности контроллера присоединения и не возможности управления с него.
Сигнал о переключении ключа «Аварийное деблокирование» должен фиксироваться в АСУ ТП (подключен как входной сигнал соседнего контроллера) и входить в состав предупредительной сигнализации.
Для исключения несанкционированного вывода оперативной блокировки в АСУ ТП должны выполняться следующие требования:
)логика оперативной блокировки должна быть организована средствами ПТК АСУ ТП в микропроцессорных терминалах осуществляющих управление коммутационными аппаратами;
)вывод оперативной блокировки должен осуществляться в АСУ ТП отдельно по каждому коммутационному аппарату;
)вывод оперативной блокировки должен осуществляться только на микропроцессорных терминалах управления коммутационными аппаратами. На АРМ ОП такая функция предусматриваться не должна;
)шкафы микропроцессорных терминалов управления коммутационными аппаратами должны иметь функцию защиты от несанкционированного деблокирования. В этих целях вывод из работы оперативной блокировки должен осуществляться одним из двух способов:
с помощью съемного нетипового ключа;
путем ввода пароля на лицевой панели микропроцессорного терминала управления коммутационными аппаратами.
7Требования к информационному обмену с уровнем ЦУС РДУ
Для обеспечения доступа к оперативно-диспетчерской и технологической информации абонентов высших уровней иерархии управления (ЦУС Забайкальского ПМЭС Забайкальское РДУ) средства АСУ ТП должны быть оснащены соответствующими программными и аппаратными интерфейсами.
Интерфейсы АСУ ТП обеспечивают доступ к следующим видам информации:
оперативно-диспетчерской – данные измерений режимных параметров и состояния главной схемы оборудования инженерных коммуникаций;
историческим - архивам технологических данных учета электроэнергии ведомостям событий журналам изменений результатам регистрации процессов и др.
Передача оперативно-диспетчерской информации в ЦУС Забайкальского ПМЭС должна осуществляться с использованием протокола ГОСТ Р МЭК 60870-5-104; в Забайкальское РДУ – ГОСТ Р МЭК 60870-5-104.
Передача неоперативной технологической информации в ЦУС Забайкальского ПМЭС осуществляется ПТК ССПТИ подстанционного уровня средствами АСУ ТП с использованием протокола МЭК 60870-6 (ICCP).
8Требования к организации и хранению оперативной информации АСУ ТП
Функция архивирования и хранения оперативной информации предназначена для накопления и последующего представления оперативному и другому персоналу данных об истории протекания технологических процессов работе автоматики действиях оператора.
Для реализации функции архивирования и хранения предусмотрено использование существующих резервированных серверов АСУ ТП.
Основными функциями серверов АСУ ТП являются:
концентрация информации поступающей на верхний уровень АСУ ТП;
хранение информации;
восстановление архивных данных после логического или физического отказа;
дублирование архивных данных на случай аппаратных или программных сбоев без потери информации в период создании копии;
представление архивной информации персоналу.
Архивированию и хранению подлежат:
все действия персонала по управлению электрооборудованием и обслуживанию ПТК АСУ ТП со всех средств управления такие как команды оператора по ручному вводу положений коммутационных аппаратов квитирование сигналов установка плакатов и переносных заземлений а также фиксирование всех действий оперативного персонала с использованием программного обеспечения (ПО) автоматизированного рабочего места;
значения измеряемых аналоговых сигналов;
значения и изменения дискретных сигналов;
выход параметров за аварийные и предупредительные уставки и вхождение в норму;
диагностическая информация по силовому электрооборудованию;
переключения режимов работы оборудования и автоматических устройств с помощью оперативных элементов управления;
системные события формируемые внутри АСУ ТП (в том числе информация самодиагностики по программным и техническим средствам ПТК);
команды на снятие и восстановление оперативной блокировки.
Объем архива должен обеспечивать хранение всей перечисленной выше информации не менее чем 2 года по всем регистрируемым параметрам. Информация записываемая в архив должна иметь метку времени с разрешающей способностью не хуже чем 1 мс. Должна обеспечиваться возможность как событийной записи в архив так и периодической.
Архив аналоговой информации должен быть разбит на два: краткосрочный и долгосрочный архив.
Краткосрочный должен вестись по всем измеряемым параметрам и обеспечивать глубину хранения информации не менее 1 месяца. Дискретность для режимных электрических параметров (ток напряжение мощность частота) не должна превышать 1 секунду. Дискретность для остальных сигналов не должна превышать 5 секунд.
Долгосрочный архив должен вестись по всем измеряемым параметрам и обеспечивать глубину хранения информации не менее чем 2 года с дискретностью не превышающей 1 минуту. По истечении 1 года допускается усреднение накопленной информации с дискретностью не превышающей 30 минут.
Дискретные сигналы должны регистрировать по событиям (по факту изменения значения сигнала или по факту изменения качества сигнала).
Сохраненные на серверах АСУ ТП данные должны выводиться как в автоматическом режиме так и по требованию оператора на дисплей принтер или в файл.
Вывод информации на дисплей или принтер должен осуществляться в виде графиков и таблиц с возможностью фильтрации выводимых значений.
Вывод в файл должен осуществляться как в автоматическом режиме так и по требованию оператора. Данные необходимо сохранять в текстовом формате предназначенном для представления табличных данных (CSV - формат с разделительными символами «;» между колонками таблицы) а так же в формате производителя с целью создания долговременных архивов с возможностью дальнейшего автономного анализа экспортируемых данных средствами АРМ. Вывод в файл должен осуществляться с возможностью фильтрации сохраняемых значений.
Несанкционированный доступ к архивной информации должен быть запрещен системой паролей. С целью обеспечения безопасности архивной информации хранящейся на ПТК АСУ ТП порты не используемые для экспорта данных должны быть заблокированы программно или физически.
9Подсистема сбора и передачи технологической информации ССПТИ
В рамках расширения АСУ ТП РП Маккавеево предусмотрено использование существующих программно-технических средств ССПТИ. При этом должна быть выполнена доработка программного обеспечения для приема хранения обработки и передачи технологической информации на уровень ССПТИ ЦУС Забайкальского ПМЭС.
Решения по составу и способам организации неоперативной информации должны быть выполнены согласно:
«Руководящим указаниям по выбору объемов неоперативной технологической информации передаваемой с подстанций ЕНЭС в центры управления электрическими сетями а также между центрами управления» утвержденных распоряжением № 399р от 28.09.2009 г;
«Типовому перечню сигналов поступающих от РЗА ПА АИИС КУЭ и инженерных систем подстанции в АСУ ТП» утвержденному распоряжением № 366р от 24.06.2010 г.
10Решения по отображению информации на АРМ
Экранные формы АРМ выполняются в соответствии с требованиями стандарта СТО 56947007-25.040.70.101-2011 Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и графического отображения информации посредством ПТК И АСУ ТП.
Решения по составу автоматизированных рабочих мест на РП Маккавеево составу и способам вывода информации на мнемосхемах АРМ должны быть выполнены согласно:
стандарта организации СТО 56947007-25.040.70.101-2011 «Правила оформления нормальных схем электрических соединений подстанций и графического отображения информации посредством ПТК и АСУ ТП».
В составе существующей на РП Маккавеево АСУ ТП предусмотрены следующие автоматизированные рабочие места:
АРМ оперативного персонала;
АРМ инженера службы РЗА;
АРМ инженера службы АСУ.
Каждое АРМ специализировано под «свои» задачи и иметь соответствующий интерфейс (мнемокадры система меню мнемосимволы способы группировки информации и т.п.) и специализированное программное обеспечение. Состав задач которые должны функционировать на АРМ оперативного и неоперативного персонала представлен в таблице 3.2.
В рамках расширения АСУ ТП РП Маккавеево должна быть выполнена доработка программного обеспечения АРМ для решения задач представленных в таблице 3.2 в части проектируемых присоединений.
Состав задач функционирующих на АРМ
АРМ оперативного персонала
Задачи оперативного контроля и управления текущим режимом и состоянием схемы присоединений подстанции.
Задача просмотра и анализа аварийных процессов для оперативного персонала.
Задача оперативного контроля и управления состоянием МП терминалов РЗА
Отчет «Суточная ведомость»
Отчет «Сведения об ОМП»
Отчет по контролю качества электроэнергии
Отчет «График мощности»
Задача выборки и фильтрации данных оперативной и неоперативной информации с возможностью экспорта в формат Microsoft Office
Режим тренировок и обучения оперативного персонала
Задача просмотра и анализа осциллограмм аварийных процессов для неоперативного персонала – задача «Осциллограф».
Программа просмотра анализа и изменения уставок МПРЗА
Отчет «Статистика работы МПРЗА»
Отчет «Уставки МПРЗА»
Отчет «Работоспособность устройств МПРЗА»
Задачи диагностики вторичных подсистем подстанции
Отчет «Работоспособность устройств АСУ ТП»
10.1АРМ оперативного персонала
Система отображения информации АРМ оперативного персонала предусматривает два уровня:
первый уровень – «подстанция»;
второй уровень – «участок подстанции (РУ одного класса напряжения)» вспомогательные схемы и экранные формы.
Система должна обеспечивать:
доступ только для зарегистрированных пользователей имеющих персональный логин и пароль;
возможность блокирования АРМ оперативного персонала оператором на случай покидания «щита управления подстанции» (переход в состояние «пользователь не определен») с переходом к отображению информации первого уровня с запретом воздействия на систему;
визуализацию технологических объектов фактических параметров и сигналов поступающих в систему контроля и управления;
навигацию по видеокадрам по принципу «от общего к частному» и наоборот;
отображение состояний дискретных сигналов событий предупредительных и аварийных сигналов а также наличие возможности квитирования этих сигналов;
отображение неготовности аппаратуры к управлению и потери достоверности информации (в том числе - в части положения коммутационной аппаратуры);
поддержку диалога для выполнения функций управления с отображением ответной информации поступающей от управляемого объекта.
Информация должна отображаться посредством динамических (меняющих свое состояние) мнемознаков на мнемокадрах и текстовой информации на русском языке содержащейся в графических видеокадрах таблицах графиках меню и т.д. с возможностью выбора мнемосхемы или фрагмента.
Второй уровень – «участок подстанции (РУ одного класса напряжения)». На данном уровне реализуются как информационные так и управляющие функции.
На втором уровне следует предусмотреть структурные схемы логики работы оперативной блокировки информирующие о необходимых положениях коммутационных аппаратов и заземляющих ножей для разрешения блокировкой операций с данным разъединителем (заземляющими ножами) а также об их фактических положениях. Мнемосхемы должны позволять определять причины запрета логикой оперативной блокировки управления коммутационным аппаратом (выделение запрещающего управление элемента).
Структурные схемы логики работы оперативной блокировки вызываются нажатием правой кнопкой «мыши» на значок «замка» у мнемознака разъединителя заземляющих ножей информирующего о наличии и фактическом состоянии их оперативной блокировки.
АРМ оперативного персонала должно позволять оператору выполнять установку переносного заземления. Переносные заземления участвующие в алгоритме программной блокировки вводятся в виде псевдосигналов устанавливаемых вручную на согласованные с заказчиком участки цепи главной схемы ПС. При необходимости установки переносного заземления в другое место - данное переносное заземление не участвует в программной логике но отображается на мнемосхеме.
В АРМ ОП должна быть выполнена сигнализация вывода оперативной блокировки с микропроцессорного терминала управления коммутационными аппаратами предусматривающая после осуществления деблокирования:
привлечение внимания оперативного персонала к соответствующему коммутационному аппарату на котором осуществлен вывод блокировки средствами отображения ПТК (режим мигания другой цвет появление рамки и т.д.);
срабатывание звуковой сигнализации на АРМ ОП с необходимостью ее квитирования оперативным персоналом.
Мнемосхема второго уровня позволяет воздействовать с неё на коммутационные аппараты и заземляющие ножи для изменения их положения изменять параметры и состояние устройств РЗА и ПА и изменять положение РПН.
Управление коммутационными аппаратами заземляющими ножами выполняется только из контекстного меню управления. При этом одновременно с мнемосхемы второго уровня должно вызваться только одно меню управления.
Контекстное меню управления коммутационного аппарата или заземляющих ножей вызывается путем наведения курсора на подложку изображения коммутационного аппарата или заземляющих ножей и нажатия правой клавиши «мыши» (допустим только этот вариант). Данная функция для схемы второго уровня должна быть всегда активна.
Контекстное меню управления коммутационного аппарата или заземляющих ножей должно быть выполнено в виде диалога с оператором с запросом подтверждения необходимости выполнения той или иной операции.
В АРМ оперативного персонала на втором уровне предусмотрена возможность установки и отображения плакатов для безопасного ведения работ представленных в таблице 3.3.
Плакаты устанавливаемые на мнемосхемах АРМ
Место установки плаката
Для запрещения подачи напряжения на линию на которой работают люди
Возле мнемознаков разъединителей при ошибочном включении которых может быть подано напряжение на воздушную или кабельную линию на которой работают люди
Для запрещения подачи напряжения на рабочее место
Возле мнемознаков разъединителей при ошибочном включении которых может быть подано напряжение на рабочее место. На присоединениях до 1000 В не имеющих в схеме коммутационных аппаратов плакат вывешивают у снятых предохранителей
Для указания недопустимости подачи напряжения на заземленный участок электроустановки
Возле мнемознаков разъединителей при ошибочном включении которых может быть подано напряжение на заземленный участок электроустановки
Окончание таблицы 3.3
Для запрещения повторного ручного включения выключателей ВЛ после их автоматического отключения без согласования с производителем работ
Возле мнемознаков выключателей ремонтируемой ВЛ при производстве работ под напряжением
Приоритет данных плакатов не устанавливается (вывешиваются одиночно)
Для указания о переходе ЛЭП из транзитного в тупиковый режим
Вывешиваются на ключах управления выключателями на питающем центре и на всех промежуточных подстанциях если при отключении одной из транзитных ВЛ подстанции переходят на тупиковое электроснабжение
Цветографическое изображение геометрическая форма и поясняющие надписи плакатов должны быть выполнены в соответствии с «Инструкцией по применению и испытанию средств защиты используемых в электроустановках» утвержденной приказом Минэнерго от 30.06.2003 № 261 (для плаката «Транзит разомкнут» учитывать требования запрещающих плакатов). Размеры плакатов должны быть соразмерны обозначениям коммутационных аппаратов на мнемосхемах (мнемокадрах) электрических соединений ПС.
Плакаты должны отображаться на мнемосхемах (мнемокадрах) непосредственно рядом с мнемознаками коммутационных аппаратов.
Плакаты в обязательном порядке должны размещаться на мнемосхемах (мнемокадрах) с которых возможен переход на выполнение функции телеуправления. Размещение плакатов на мнемосхемах с которых не выполняется переход на управление оборудованием не требуется.
Действие по установке плакатов должно фиксироваться в АСУТП в группе событий «Оперативное состояние» с последующим архивированием и хранением. Сигналы об установке плакатов безопасности должны выводиться на АРМ ОП в журнале событий без звукового сигнала и выделяться зелёным цветом.
Сигнализация об установке плакатов безопасности не должна участвовать в логике оперативной блокировки.
При установке 2-х и более плакатов видимым остается плакат с наивысшим приоритетом и изображением наложения плакатов друг на друга со смещением (при наведении на плакат курсора и нажатии правой кнопки мыши открывается подменю с перечнем установленных плакатов с помощью которого возможен съем любого плаката).
Ко второму уровню дополнительно отнесен ряд вспомогательных схем и экранных форм включающих:
схему ЩСН переменного тока с возможностью производства операций с вводными и секционными автоматами;
схему щита постоянного тока с возможностью производства операций с вводными и секционными автоматами;
схему системы пожаротушения (водяного пенного газового) с возможностью дистанционного запуска системы пожаротушения и управления запорной арматурой с электродвигательным приводом;
схему обнаружения пожара (срабатывания пожарных датчиков с их привязкой к расположению на подстанции).
Окончательный состав экранных форм должен определяться на этапе рабочего проектирования и согласовываться с Заказчиком.
Дополнительно в АРМ оперативного персонала должен быть предусмотрен режим тренировок и обучения оперативного персонала ПС. В данном режиме должна предусматриваться возможность выполнения функций оперативного персонала без реального воздействия на технологическое оборудование ПС. В режиме тренировок и обучения оперативного персонала должна предусматриваться возможность отображения сигналов по программе составленной преподавателем или руководителем тренировок.
10.2АРМ инженера РЗА
На АРМ инженера РЗА должны быть реализованы:
программа просмотра и анализа осциллограмм аварийных процессов;
комплекс программ для просмотра и анализа действующих уставок в терминалах РЗА и ПА;
программное обеспечение подготовки отчетов о состоянии устройств РЗА их конфигурации.
Программное обеспечение просмотра осциллограмм должно обеспечивать:
приведение (аппроксимацию) осциллограмм аварийных процессов к единому шагу осциллографирования;
автоматическую разбивку по кадрам по заранее заданным пользователем программы критериям. В один кадр для просмотра должна попадать информация от физически связанных величин например токи и напряжения по присоединениям токи нулевой последовательности и т.д.;
построение векторных диаграмм аварийного процесса по любым входящим в аварию сигналам. Разложение трехфазных систем на прямую обратную и нулевую последовательности (метод симметричных составляющих). Спектральный анализ (преобразование Фурье);
дорасчет действующих и амплитудных значений сигналов;
сохранение аварии с комментариями пользователя в архиве на рабочей станции;
многооконный интерфейс (отображение осциллограмм в нескольких кадрах на экране одновременно);
возможность отображения на осциллограмме последовательности срабатывания защит блинкеров коммутационной аппаратуры и других дискретных сигналов зафиксированных в анализируемом временном интервале в АСУ ТП ПС;
экспресс-обзор зоны распространения аварии по объекту (какие присоединения оборудование сигналы задействованы в аварии);
изменение масштаба графического отображения сигналов по временной оси и амплитуде;
инструменты для подготовки документа к печати (цвет линии тексты метки стрелки и т.д.) которые должны позволять пользователю автоматизировать процесс подготовки осциллограмм к печати. Режим предварительного просмотра. Распечатка осциллограмм;
настройку конфигурации программы просмотра под конкретного пользователя;
возможность экспорта аварийных данных в MS Excel MS Word текстовый и бинарный Comtrade.
Комплекс программ для просмотра и анализа уставок в терминалах РЗА и ПА должен отвечать следующим требованиям:
наличие обобщенного кадра характеризующего состояние защит на объекте (работоспособность терминалов наличие связи с АСУ ТП срабатывания терминала);
диалог просмотра конфигурации уставок состояний дискретных входоввыходов диагностических параметров МП устройств РЗА и ПА;
диалог изменения как отдельных уставок так и активной группы уставок устройств МП РЗА (функция должна быть защищена отдельным паролем);
удобный и однотипный интерфейс доступа к микропроцессорным терминалам различных фирм изготовителей. В левой части диалога – дерево реализующее группировку сигналов при отображении аналогично их группировке в устройстве или в соответствии со стандартом МЭК 61850. В правой части диалога – таблица сигналов входящих в данную группу;
таблица сигналов должна состоять из следующих полей: в режиме просмотра параметров МПРЗА – наименование параметра текущее значение размерность время считывания из терминала; в режиме редактирования уставок – наименование параметра текущее значение новое значение размерность время считываниязаписи из терминала;
сохранение предыдущих настроек терминала в БД;
возможность просмотра архива предыдущих настроек терминала;
протоколирование всех действий оператора при работе с уставками.
10.3АРМ инженера АСУ ТП
Программное обеспечение АРМ инженера АСУ ТП предназначено для просмотра анализа и настройки интегрированной АСУ ТП ПС. Программное обеспечение должно обеспечивать:
управление текущей (оперативной) базой данных (структура БД атрибуты всех аналоговых и дискретных сигналов: идентификаторы типы признаки апертуры уставки масштабы тексты сообщений и т.д.);
подготовка и корректировка мнемосхем (с привязкой к сигналам анимацией и т.п.);
конфигурирование ЛВС (назначение свойств абонентов сети - АРМшлюзыконтроллеры; структурирование сетей определение прав пользователей - паролифункции);
разработка форм отчетов и протоколов;
подготовка технологических программ управления;
загрузка подготовка отладка и обновление программ АРМ контроллеров и др.;
диагностика контроллеров АРМ и др. (статусная информация коды ошибок состояние входоввыходов);
перенос архивной информации на долговременные носители;
периодическое создание резервных копий основных файлов АСУ ТП (база данных по сигналам системные файлы контроллерные программы и т.п.);
диагностика и настройка ПТС системы единого времени (СЕВ);
отображение (и сигнализация) результатов диагностики компонентов ПТК АСУ ТП.
Программное обеспечение АРМ инженера АСУ ТП должно формировать отчеты о работоспособности устройств АСУ ТП и РЗА ПА.
11Требования к надежности и живучести АСУ ТП
АСУТП должна функционировать в непрерывном режиме круглосуточно в течение установленных сроков службы которые (при условии проведения требуемых технических мероприятий по обслуживанию) должны быть не менее:
лет – для устройств нижнего (полевого) уровня системы;
лет – для устройств среднего уровня системы;
лет – для устройств верхнего уровня системы.
При этом в течение всего указанного срока службы все указанные выше устройства должны удовлетворять требованиям предъявляемым к многокомпонентным многоканальным ремонтопригодным и восстанавливаемым системам.
В целом надежность системы управления должна обеспечиваться исходя из требований ГОСТ Р МЭК 870-4-93 ГОСТ 27.003-90 ГОСТ 24.701-86 и должна достигаться:
выбором совокупности технических средств обладающих соответствующими показателями надежности дублирования резервирования;
структурными способами (использование распределенного управления автономность отдельных компонентов системы и т.п.);
требуемым регламентом обслуживания технических средств.
Количественные показатели надежности должны составлять:
средняя наработка на отказ каждого канала для функций АСУ ТП по информационным функциям – не менее 40000 часов по управляющим функциям – не менее 50000 часов;
среднее время восстановления работоспособности АСУ ТП по любой из выполняемых функций – не более 05 часа;
коэффициент готовности – не менее 0995;
периодичность остановов резервированных комплектов АСУТП - не чаще 1 раз в год с продолжительностью не более 8 часов.
При отказах в АСУ ТП не должно быть ложных управляющих воздействий блокировки независимого (резервного и местного) управления коммутационными аппаратами потери функций РЗА. Устройства АСУТП не должны также давать ложных команд управления при снятии и подаче постоянного оперативного тока при снижении напряжения ниже 20% а также при замыкании на землю в цепях постоянного оперативного тока.
АСУ ТП должна быть устойчивой к отказам входных дискретных и аналоговых сигналов (обрыв цепей неисправность датчика) приводящим к непрерывной генерации событий при этом не должно быть зависаний ПО системы.
Должен быть предусмотрен механизм восстановления значений технологических параметров сохраняемых в базе данных системы путем повторного опроса устройств при перезапусках как отдельных модулей так и системы в целом.
При отказах локальной сети АСУ ТП ее элементы должны функционировать в автономном режиме. После восстановления работоспособности локальной сети должен автоматически восстанавливаться обмен информацией.
Кратковременная и долговременная потеря питания постоянного оперативного тока не должна приводить к необратимым последствиям как для системы в целом так и для отдельных частей (например подсистем регистрации аварийных ситуаций и неисправностей архива событий тревог и осциллограмм подсистемы регистрации и архивирования аналоговых параметров и т.п.). После восстановления питания оперативным постоянным током система должна продолжить свою работу в нормальном режиме.
Система должна правильно функционировать при изменении оперативного напряжения в пределах +10% и -20% от номинального.
Технические требования к компонентам АСУ ТП
1Технические требования к компонентам нижнего уровня АСУ ТП
1.1Многофункциональные измерительные преобразователи
Многофункциональные измерительные преобразователи должны соответствовать требованиям указанным в таблице 4.1.
Требования к многофункциональным измерительным преобразователям
Измеряемые параметры (номинальные значения)
Действующее значение фазного напряжения
Действующее значение междуфазного напряжения
Действующее значение фазного тока
Активная мощность фазы нагрузки
Активная мощность суммарная
Реактивная мощность фазы нагрузки
Реактивная мощность суммарная
Цифровые интерфейсы (протоколы обмена)
Количество портов Ethernet (ГОСТ Р МЭК 60870-5-104)
Метрологические характеристики
Относительная погрешность измерения действующего значения напряжения (линейного фазного):
Относительная погрешность измерения действующего значения фазного тока:
Окончание таблицы 4.1
Относительная погрешность измерения активной мощности фазы нагрузки (cosφ=1)
Относительная погрешность измерения реактивной мощности фазы нагрузки (sinφ=1)
Полная мощность потребляемая каждой последовательной цепью не более
Полная мощность потребляемая каждой параллельной цепью не более
Рабочие условия эксплуатации
Температура окружающего воздуха
Частота входного сигнала
Диапазон изменения тока (от номинального значения)
Диапазон изменения напряжения (от номинального значения)
Диапазон изменения cosφ
Диапазон изменения sinφ
Возможность монтажа на DIN-рейку
1.2Контроллеры присоединения
1.2.1Общие требования
Контроллеры присоединения осуществляют сбор аналоговой и дискретной информации по присоединениям от блок-контактов первичного оборудования контактов реле датчиков преобразователей.
Не допускается подключение сигналов более чем от двух присоединений 110 кВ и выше в один контроллер.
Контроллеры присоединений должны иметь дублированные модули цифрового обмена Industrial Ethernet в соответствии с требованиями ISO IEEE 802.3.
Контроллеры должны быть оснащены графической панелью управления обеспечивающей локальную визуализацию состояния работы оборудования присоединения просмотр событий.
При потере связи с верхним уровнем управления контроллеры должны переходить в автономный режим работы с регистрацией событий во внутреннем буфере достаточной емкости.
Контроллеры должны поддерживать режим горячей замены комплектующих (кроме модуля CPU) и резервирования основных модулей (CPU блока питания коммуникационного).
Устойчивость к электромагнитным излучениям должна быть не хуже IEC 61850-3.
1.2.2Требования к модулям вводавывода
Контроллеры присоединений должны обеспечивать прием следующих входных сигналов:
дискретные – состояние контактов способных коммутировать слаботочные сигналы при постоянном напряжении от 24 до 220 В или от 110 до 230 В переменного напряжения;
аналоговые – прямые измерения тока и напряжения от измерительных ТТ и ТН;
аналоговые – унифицированные токовые сигналы от датчиков.
Модули УСО должны обеспечивать гальваническое разделение входныхвыходных цепей от внутренних цепей контроллера.
Разрядность АЦП и его класс точности должны выбираться в соответствии с требуемой точностью преобразования входных сигналов. Общая точность измерений режимных электрических параметров (ток напряжение мощность) для всего канала измерения не должна превышать 1% при точности ТТ и ТН не хуже 05% и потерях в кабелях от ТТТН до релейных панелей не превышающих установленные нормы. Указанная точность измерения должна обеспечиваться при изменении входных величин в диапазонах:
÷120 % от номинальной величины – для измерения напряжений;
÷150 % от номинальной величины – для измерения токов.
Быстродействие АЦП должно согласовываться с необходимой частотой дискретизации количеством каналов преобразования и эффективным быстродействием процессорного устройства.
1.2.3Требования к источникам питания
В составе контроллеров присоединений должны использоваться резервированные модули источников питания с возможностью «горячей» замены.
Первичное электропитание подаваемое на резервированные источники питания контроллеров присоединения должно отвечать следующим характеристикам:
диапазон переменного напряжения 50 Гц – 110 230 В;
диапазон постоянного напряжения – 110 250 В.
1.2.4Требования к цифровым интерфейсам
Контроллер присоединения должен обеспечивать возможность цифрового обмена с внешними МП устройствами посредством как электрических так и оптических коммуникационных интерфейсов.
Контроллер присоединения должен обеспечивать следующие виды интерфейсов:
оптический интерфейс Industr
последовательный интерфейс RS-232 опционально – при обоснованной необходимости;
последовательный интерфейс RS-422485 опционально – при обоснованной необходимости;
последовательный интерфейс Industrial Ethernet 10100BaseT.
Обмен информацией по цифровым интерфейсам должен обеспечиваться с использованием следующих протоколов передачи:
)протоколы микропроцессорных устройств:
1.2.5Требования к программному обеспечению
Программное обеспечение (ПО) контроллеров присоединений должно разделяться на системное и прикладное (технологическое).
Системное ПО должно содержать операционную систему реального времени и тестовое ПО.
Операционная система должна содержать драйверы управляющие работой внешних (по отношению к данному процессору) устройств имеющих сложный интерфейс. Операционная система должна обеспечивать параллельное выполнение задач.
Тестовое ПО должно содержать программы тестов выполняемых при запуске и перезапуске процессорного устройства и с заданной периодичностью в фоновом режиме. Тестовое ПО должно обеспечивать контроль исправности аппаратных средств и целостности ПО.
Прикладное ПО должно осуществлять выполнение алгоритмов защиты блокировки регистрацию функционирования защиты и дополнительный контроль правильности входных данных. Пользователь должен иметь возможность конфигурирования прикладного ПО: выбирать различные варианты взаимодействия с внешними устройствами и режимами объекта защиты вводить в работу дополнительные функции.
1.2.6Требования к элементам местного контроля управления и сигнализации
В контроллере присоединений должен быть предусмотрен графический интерфейс с дисплеем и клавиатурой.
Должна предусматриваться возможность вывода информации по присоединению на графический жидкокристаллический дисплей с подсветкой опционально – на цветной ЖК дисплей. Дополнительно могут быть доступны конфигурируемые светодиоды для индикации и тревог а также место для индивидуальных панелей для маркировки.
Клавиши навигации должны позволять пользователю легко переходить по страницам меню а также вводить параметры конфигурации устройства. Эти клавиши также используются для выбора коммутационного аппарата.
1.2.7Требования к надежности
Контроллеры присоединений в части требований по надежности должны соответствовать ГОСТ 4.148-85 и ГОСТ 27.003-90.
Конструкция контроллеров присоединений должна быть восстанавливаемой и ремонтопригодной рассчитанной на длительное функционирование.
Значения показателей надежности для контроллеров присоединений должны иметь следующие значения:
средняя наработка на отказ сменного элемента – не менее 100 тыс. часов;
среднее время восстановления (замены сменного элемента) – не более 05 часа;
средний срок службы сменного элемента до капитального ремонта – не менее 10 лет;
полный средний срок службы устройства – 20 лет.
Значения показателей надежности сменных элементов различного назначения могут отличаться.
1.2.8Требования к самотестированию и самодиагностике
В составе контроллера присоединения должны предусматриваться средства диагностики и самоконтроля функционирования конфигурации в следующем объеме:
средства мониторинга прикладной программы пользователя (то есть сторожевой таймер и т.д.);
технические или программные средства для проверки целостности памяти;
средства проверки правомочности данных обмена между памятью процессором и модулями ввода – вывода;
средства контроля внутренних напряжений и токов потребляемых блоками питания с целью определения не превышают ли они пределов установленных в соответствии с проектом оборудования;
средства контроля состояния главного процессора.
Стационарная конфигурация контроллера присоединения должна быть способна выдавать аварийный сигнал на сигнальном выходе (цифровом интерфейсе). В случае если система проверена как «функционирующая правильно» этот сигнальный выход должен быть в заранее определенном состоянии в другом случае он должен перейти в противоположное состояние. Должны быть определены условия «состояния правильного функционирования» а также самотестирования которые будут выполняться для управления этим сигнальным выводом.
1.2.9Требования к условиям эксплуатации
Условия эксплуатации контроллеров присоединений должны отвечать следующим требованиям:
температура окружающего воздуха – от минус 5 до +55°С;
относительная влажность воздуха от 10% до 80% при 35°С;
вибрация с частотой от 5 Гц до 25 Гц с амплитудой 01 мм;
внешние постоянные или переменные (50 Гц) магнитные поля напряженностью до 400 Ам;
атмосферное давление от 84 до 1067 кПа (от 630 до 800 мм рт. ст.);
высота над уровнем моря до 1000 м;
помещение закрытое отапливаемое без непосредственного воздействия солнечных лучей осадков ветра песка и пыли не взрывоопасное и не содержащее в воздухе примесей агрессивных веществ.
1.2.10Требования к условиям транспортировки и хранения
Контроллеры присоединения должны быть рассчитаны на хранение в неотапливаемых хранилищах с верхним значением температуры воздуха +55°С и нижним – минус 25°С с относительной влажностью не более 93% без конденсации влаги.
Транспортировка должна осуществляться в таре завода-изготовителя при температуре от минус 25°С до +70°С и относительной влажности не более 93% без конденсации влаги.
2Технические требования к компонентам среднего уровня АСУ ТП
2.1Требования к оборудованию ЛВС АСУ ТП
2.1.1Общие требования
Сетевая технология ЛВС должна быть GigabitEthernet. Исходя из требований надежности ЛВС АСУ ТП должна быть построена с применением схемы «кольца». На всех уровнях управления данная схема должна быть дублированной. При построении сети должны использоваться коммутаторы Industrial Ethernet в соответствии с требованиями стандарта ISO Ethernet IEEE 802.3 с поддержкой GOOSE - сообщений. В качестве основного протокола передачи данных на среднем уровне АСУ ТП должен использоваться протокол IEC 61850-8.
Основной средой передачи информации на среднем уровне управления должно быть одномодовое оптическое волокно.
Переход с основной на резервную сеть должен происходить безударно и автоматически. В случае дублированной магистрали отказ одной из двух магистралей не должен влиять на работоспособность устройств подключенных одновременно к двум магистралям.
2.1.2Требования к цифровым интерфейсам
Цифровые интерфейсы Industrial Ethernet коммутаторов локальной сети АСУ ТП должны отвечать следующим требованиям:
поддержка сетевых стандартов IEEE 802.3 IEEE 802.3u IEEE 802.3
поддержка сетевых протоколов GVRP BootP TFTP SNTP SMTP RARP GMRP LACP RMON RIP
возможность резервирования по схеме «резервированное кольцо» с использованием как стандартных протоколов так и протоколов разработанных производителем оборудования;
управление приоритетами потоков QoS.
2.1.3Требования к электропитанию
Коммутаторы Industrial Ethernet должны оснащаться двумя резервированными источниками питания.
Первичное электропитание подаваемое на резервированные источники питания коммутаторов должно отвечать следующим характеристикам:
2.1.4Требования к условиям эксплуатации
Условия эксплуатации коммутаторов должны отвечать следующим требованиям:
температура окружающего воздуха – от 0 до +55°С;
относительная влажность воздуха от 5% до 95% без конденсации влаги;
2.1.5Требования к условиям хранения и транспортирования
Коммутаторы должны быть рассчитаны на хранение в не отапливаемых хранилищах с верхним значением температуры воздуха +85°С и нижним – минус 40°С с относительной влажностью не более 95% без конденсации влаги.
Транспортировка должна осуществляться в таре завода-изготовителя при температуре от минус 40°С до +70°С и относительной влажности не более 95% без конденсации влаги.
3Требования к модулям УСО автономной системы регистрации аварийных событий
Модули УСО автономной системы регистрации аварийных событий должны отвечать требованиям приведенным в таблице 4.2.
Требования к модулям УСО РАС
Напряжение нулевой последовательности
Ток нулевой последовательности
Количество входных дискретных каналов на модуль УСО
Тип дискретных входов
«Сухой» контакт = 48 В (внутренний источник питания)
Интерфейс сети модулей УСО оптоволокнокоаксиальный кабель
Дополнительный интерфейс
Исполнение модулей УСО
Наличие ЖК индикатора с клавиатурой на лицевой панели
Дополнительные функции
Определение места повреждения ВЛ
Контроль качества электроэнергии
4Требования к конструкции шкафов
Технические средства АСУ ТП монтируются в шкафах двухстороннего обслуживания. Количество органов ручного оперативного управления должно быть минимальным. Шкафы измерительных преобразователей контроллеров присоединений контроллеров автономных систем должны иметь размеры (Ш×В×Г) 800×2200×600 мм.
Конструкция шкафов должна предусматривать наличие цоколя крепежных устройств обеспечивающих ввод и крепление кабелей.
Шкафы контроллеров присоединений должны оснащаться принудительной вентиляцией для отвода тепла выделяемого аппаратурой телемеханики. Управление вентиляцией шкафов должно осуществляться автоматически – по достижению заданной температуры. В шкафах контроллеров присоединений и серверном шкафу должно предусматриваться внутреннее освещение. В составе шкафов должен быть предусмотрен датчик температуры и сигнализации открытия дверей сигналы от которых должны заводиться в ПТК АСУ ТП.
В измерительных цепях тока и напряжения должны быть установлены испытательные блоки (измерительные клеммы).
Для заземления корпусов терминалов экранов кабелей и др. устройств внутри шкафа предусмотреть специальную медную шину.
На передней части шкафа должны быть расположены:
общешкафная лампа сигнализации неисправности и срабатывания устройств находящихся внутри шкафа;
место для оперативного обозначения шкафа (данная надпись может быть нанесена на дополнительно установленном металлическом козырьке закрепленном на крыше шкафа под рым-болты с обслуживаемых сторон).
Передняя и задняя двери должны закрываться стандартным (комплектуемым заводом изготовителем) замком.
При открывании передних дверей должны быть предусмотрены фиксаторы с углом раскрытия не менее 110°.
На лицевой и оборотной сторонах шкафов должно быть место для надписей указывающих их назначение в соответствии с диспетчерскими наименованиями.
В нижней зоне шкафа на уровне не менее 250 мм от пола должна быть свободная зона для подвода кабеля. Ряды зажимов должны устанавливаться таким образом чтобы была свободная зона достаточная для прокладки и крепления кабелей. Проходы кабелей как снизу так и сверху внутрь панелей шкафов и т.п. должны осуществляться через уплотняющие устройства предотвращающие попадание внутрь пыли влаги посторонних предметов.
Ряды зажимов должны устанавливаться на боковых панелях шкафа и обслуживаться сзади. Ряды зажимов формируются из наборных зажимов на токи 16 - 40А для подсоединения жил контрольных кабелей и внутришкафных проводов. Конструкция зажима (клеммы) должна обеспечивать возможность снятия и замены без разбора ряда зажимов. К одному зажиму может присоединяться не более двух проводников (жил) одного сечения с каждой стороны клеммного зажима.
Каждое устройство внутри шкафа должно иметь позиционное обозначение. Каждый аппарат устанавливаемый на фасаде двери должен иметь рамку-кармашек для установки (или замены) таблички с надписью. В рамку-кармашек устанавливается табличка с позиционным обозначением аппарата и оперативной надписью.
Требования к программному обеспечению
Программное обеспечение (ПО) должно базироваться на международных стандартах и отвечать следующим принципам:
модульность построения всех составляющих;
иерархичность собственно ПО и данных;
эффективность (минимальные затраты ресурсов на создание и обслуживание ПО);
простота интеграции (возможность расширения и модификации);
гибкость (возможность внесения изменений и перенастройки);
надежность (соответствие заданному алгоритму отсутствие ложных действий) защита от несанкционированного доступа и разрушения как программ так и данных;
живучесть (выполнение возложенных функций в полном или частичном объемах при сбоях и отказах восстановление после сбоев);
простота и наглядность состава структуры и исходных текстов программ.
Должно предусматриваться разделение ПО на базовое (фирменное) поставляемое разработчиком ПТК и прикладное (пользовательское) которое может разрабатываться как поставщиком ПТК так и разработчиком АСУ ТП.
Должны быть предусмотрены меры по защите информации и недопущению внесения изменений в базовое ПО без привлечения разработчика ПТК. Должна иметься возможность задания паролей и установления границ санкционированного доступа при внесении изменений в прикладное ПО АСУ ТП.
Фирменное ПО должно сопровождаться эксплуатационной документацией.
2Базовое (фирменное) ПО
Базовое ПО подразделяется на системное ПО и ПО инструментальных средств разработки отладки и документирования. Системное ПО должно содержать:
стандартные операционные системы;
пакеты программной поддержки обмена данными;
системы управления локальными и распределенными базами данных.
Программное обеспечение инструментальных средств разработки отладки и документирования включает в себя:
средства настройки базового ПО диагностики и самодиагностики работоспособности ПТК;
средства создания и отладки прикладного ПО.
Операционные системы устройств верхнего уровня ПТК должны удовлетворять следующим требованиям:
высокая производительность поддержка многозадачного режима;
высокая степень устойчивости и надежности;
поддержка обменов информации по используемым в ПТК локальным сетям;
удобный и понятный пользователю графический интерфейс простота и эффективность использования;
возможность конфигурирования под конкретные условия использования.
На нижнем уровне АСУ ТП должны использоваться высокопроизводительные операционные системы (ОС). Операционные системы нижнего уровня должны обеспечивать:
поддержку многозадачного или псевдомногозадачного режима;
модульность гибкую конфигурируемость возможность 100%-го размещения в ПЗУ контроллера;
малое время реакции многоуровневую основанную на приоритетах обработку прерываний и присвоение меток времени зафиксированным событиям;
развитые средства коммуникации (поддержка стандартных сетей а также различных промышленных интерфейсов ввода-вывода);
возможность (при необходимости) стыковки с техническими средствами сторонних разработчиков.
Инструментальные средства должны базироваться на действующих стандартах и обеспечивать решение наиболее сложных вопросов связанных с автоматизацией процессов создания АСУ ТП и прикладных программ: прием и обработка сигналов организация автоматического управления исполнительными устройствами визуализация измеренных величин (в том числе в виде графиков гистограмм и т.п.) ведение архивов и генерации отчетов. Результатом проектирования должны быть компоненты системы управления полностью готовые к запуску. Инструментальные средства должны как правило совмещать в себе функции разработки и тестирования.
Инструментальное ПО должно включать следующие программные средства:
компоновки и генерации технических и программных средств ПТК;
библиотеку программных модулей стандартных алгоритмов сбора и обработки технологической информации управления регулирования и технологических защит;
автоматизированного формирования исполняемых программных модулей на основе технологических заданий представленных в виде БД и технологических алгоритмов разработанных с использованием технологических языков и библиотеки стандартных алгоритмов;
пакеты программ создания фрагментов и их отдельных элементов;
организации и обслуживания баз данных;
проведения самодиагностики и тестирования аппаратуры и программного обеспечения;
разработки и включения в состав математического обеспечения ПТК и АСУ ТП программ написанных на универсальных языках программирования;
средства разработки ПО (редакторы линкеры отладчики трансляторы и т.п.);
средства автоматизированного проектирования ПТК в составе АСУ ТП включая средства автоматизированного распределения и расположения модулей УСО в контроллерах и распределения входных - выходных каналов ПТК по контроллерным шкафам и их клеммникам.
Комплект инструментального ПО должен содержать также следующий набор программ:
редактор схем логического управления и технологических защит;
редактор схем автоматического регулирования и программного управления;
редактор видеограмм;
редактор проектной документации на ПТК.
3Прикладное (пользовательское) ПО
Прикладное (пользовательское) программное обеспечение должно обеспечивать реализацию ПТК всех функций управления и обработки информации.
Все типовые задачи связанные со сбором обработкой передачей хранением и представлением информации а также с выдачей управляющих воздействий и информации на исполнительные и другие внешние устройства должны программироваться на технологических языках или с помощью других программных средств не требующих знаний в области применения универсальных языков программирования.
Должна предусматриваться возможность сохранения исходных пользовательских программ на магнитных носителях и при необходимости загрузки пользовательских программ через интерфейсные каналы в память контроллеров. Аналогичная возможность должна предусматриваться и для программного обеспечения верхнего уровня ПТК.
Должна предусматриваться (в случае необходимости) возможность подготовки изменения или коррекции (в допустимых пределах предусмотренных при создании АСУ ТП) пользовательских программ в процессе работы ПТК в составе АСУ ТП и технологического оборудования. Корректировка отдельных программ должна быть локальной и не должна требовать вмешательства в остальные программы.
Требования к метрологическому обеспечению
АСУ ТП РП Маккавеево является измерительной системой на которую распространяются требования ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения». АСУ ТП РП Маккавеево не подлежит применению в сферах распространения государственного метрологического контроля и надзора.
Метрологическое обеспечение включает:
расчет метрологических характеристик измерительных каналов АСУ ТП;
разработку и аттестацию методики калибровки и методики выполнения измерений;
метрологическую экспертизу технической документации системы;
проведение метрологической аттестации средств измерений входящих в состав измерительных каналов ИИС;
метрологический надзор за состоянием и применением системы.
Метрологическое обеспечение АСУ ТП должно соответствовать требованиям Закона РФ от 26.06.2008 № 102-ФЗ «Об обеспечении единства измерений» ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
На этапе проведения монтажных и пуско-наладочных работ должна быть проведена калибровка всех СИ и измерительных каналов (ИК) АСУ ТП.
Конструктивное исполнение СИ должно позволять проводить в процессе всего срока эксплуатации поверку калибровку ТО и ремонт СИ.
СИ применяемые для измерения параметров должны быть откалиброваны иметь действующий сертификат о калибровке протокол калибровки иили калибровочное клеймо.
Для каждого измерительного канала (ИК) должен быть оформлен паспорт-протокол содержащий информацию обо всех СИ входящих в состав ИК (тип и наименование СИ метрологические характеристики каждого СИ) и погрешности измерений ИК в целом.
Комплект документов необходимых для организации метрологического обслуживания СИ на этапе их эксплуатации которые передаются Заказчику после ввода СИ и ИТС в эксплуатацию замены или выполнения работ по МО:
акты ввода в эксплуатацию акты замены СИ;
заводской паспорт на СИ (с отметкой о первичной поверке СИ);
свидетельства о поверке СИ; сертификаты о калибровке протоколы калибровки;
аттестованную методику калибровки ИК;
аттестованную методику выполнения измерений;
сертификаты о калибровке измерительных каналов средств измерений;
паспорта-протоколы на измерительные каналы.
Комплекс работ выполняемых в рамках создания АСУ ТП
Поставщик программно-технических средств АСУ ТП должен предоставить полный комплект технической и эксплуатационной документации.
Рабочая документация (РД) на создаваемый программно-технический комплекс АСУ ТП (ПТК АСУ ТП) разрабатывается на русском языке в объеме достаточном для монтажа наладки ввода в эксплуатацию обеспечения правильной и безопасной эксплуатации и технической эксплуатации указанного комплекса в соответствии с ГОСТ 34.201-89 и РД 50-34.698-90.
На начальной стадии проектирования (до выполнения основного объёма рабочей документации) Поставщик обязан согласовать с Заказчиком предварительную структурную схему АСУ ТП. Структурная схема должна содержать информацию об объёме и типах поставляемого оборудования АСУ ТП распределению его по шкафам и расположению на подстанции об интегрируемых микропроцессорных устройствах организации ЛВС протоколах информационного обмена способе организации системы единого времени.
Предоставляемая техническая и эксплуатационная документация в соответствии должна включать:
общее описание АСУТП;
ведомость технических и эксплуатационных документов;
комплект документов по техническому обеспечению АСУ ТП;
спецификацию оборудования;
описание комплекса технических средств в том числе техническую документацию на отдельные компоненты аппаратуры (например контроллеры УСО аппаратуру передачи данных АРМ и т.д.) содержащую правила монтажа настройки и эксплуатации;
описание программного обеспечения;
руководство пользователя для работы с программным обеспечением (описание порядка его установки конфигурирования и настройки);
руководство по монтажу и наладке аппаратуры и программного обеспечения;
программы и методики испытаний при вводе в эксплуатацию а также периодических проверок в процессе эксплуатации;
протоколы наладки поставляемых ПТС;
инструкции по эксплуатации комплекса технических средств АСУ ТП.
Монтажные работы по созданию АСУ ТП включают:
монтаж шкафов контроллеров присоединений измерительных преобразователей систем мониторинга и диагностики основного оборудования ПС;
раскладку и подключение контрольных кабелей телемеханики по вновь монтируемым кабельным конструкциям от оборудования размещенного на ОРУ до шкафов в помещении ОПУ;
раскладка и подключение контрольных кабелей от панелей релейной защиты до шкафа контроллеров присоединений по вновь монтируемым кабельным конструкциям в ОПУ.
Проведение пусконаладочных работ должно выполняться в следующем объеме:
конфигурирование и отладка программных средств контроллеров присоединений многофункциональных измерительных преобразователей;
проверка работоспособности цифровых каналов связи;
проверка прохождения аналоговых сигналов по всем измерительным каналам;
проверка прохождения дискретных сигналов;
проверка правильности работы алгоритмов контроля и блокировки;
внесение необходимых корректировок в рабочую документацию – подготовка исполнительной документации устранение неисправностей.
Проведение предварительных испытаний выполняется в соответствии с разработанной программой и методикой предварительных испытаний.
На этапе «Проведение опытной эксплуатации» проводят: опытную эксплуатацию АСУ ТП; анализ результатов опытной эксплуатации АСУ ТП; доработку (при необходимости) программного обеспечения; дополнительную наладку (при необходимости) технических средств АСУ ТП; оформление акта о завершении опытной эксплуатации.
На этапе «Проведение приемочных испытаний» проводят:
испытания на соответствие техническому заданию согласно программе и методике приемочных испытаний;
анализ результатов испытаний АСУ ТП и устранение недостатков выявленных при испытаниях;
оформление акта о приемке АСУ ТП в постоянную эксплуатацию.
На этапеsub_218 «Выполнение работ в соответствии с гарантийными обязательствами» осуществляют работы по устранению недостатков выявленных при эксплуатации АСУ ТП в течение установленных гарантийных сроков внесению необходимых изменений в документацию на АСУ ТП.
Комплектность запасных частей расходных материалов поверочных устройств
Поставщик ПТС АСУ ТП должен предоставить комплект запасных частей расходных материалов и принадлежностей (ЗИП) необходимых для монтажа наладки пуска технического обслуживания и ремонта компонентов АСУТП.
Объем запасных частей и расходных материалов должен гарантировать выполнение требований по готовности и ремонтопригодности соответствующих компонентов АСУТП.
В состав принадлежностей должны входить специализированные проверочные устройства необходимые для монтажа наладки пуска технического обслуживания и ремонта каждой единицы поставляемых программно-технических средств АСУТП (микропроцессорные проверочные системы тестеры цифрового оборудования калибраторы для проверки измерительных каналов и т.п.).
Срок поставки запасных частей для оборудования не должен превышать 6 месяцев с момента подписания договора на их покупку.
Гарантийные обязательства
Гарантия на поставляемое оборудование и программное обеспечение (технологическое инструментальное специальное) должна распространяться не менее чем на 3 года с момента ввода АСУТП в эксплуатацию.
В период гарантийного срока Подрядчик должен за свой счет и в согласованные с Заказчиком сроки устранять выявленные дефекты в поставляемом оборудовании и программном обеспечении.
Производитель оборудования должен гарантировать поставку любых запасных частей ремонт иили замену любого блока оборудования в течение 20 лет с даты окончания Гарантийного срока.
Кроме того должны быть оговорены условия Подрядчика на которых гарантия может быть продлена на более длительный срок.