Что такое цус в энергетике
Что такое цус в энергетике
Центр управления сетями энергосетевой компании
Оперативно-диспетчерское управление в энергетической компании является одним из ключевых и стратегически важных процессов
Оперативно-диспетчерское управление в энергетической компании является одним из ключевых и стратегически важных процессов, от которого зависят бесперебойное обеспечение потребителей электроэнергией и контроль над энергохозяйством. Главным моментом в организации эффективной работы диспетчерских пунктов в энергетике является консолидация информации, поступающей из многих источников, что требует внедрения специального программного обеспечения и различных инженерных систем.
Центр управления сетями (далее – ЦУС) ОАО «Московская объединенная электросетевая компания» (МОЭСК) – один из крупнейших в Европе пунктов, который позволяет диспетчерам компании в режиме реального времени контролировать параметры и техническое состояние электросетевого комплекса, а также управлять работой электросетевого оборудования и действиями оперативно-выездных бригад. В зоне управления компании находятся 127 подстанций и 209 линий электропередачи напряжением 35–220 кВ.
Задачи проектирования и оснащения центра
Основными задачами ЦУС являются наблюдение и контроль за работой электросетевых филиалов компании.
С этой целью была построена видеостена из 36 видеокубов, на которую выведены порядка 600 подстанций и 30 000 сигналов. Диспетчерам доступна полная информационная картина всех технологических узлов, схемы сетей компании, ее филиалов, подстанций и специальные схемы мониторинга и управления противоаварийной автоматикой ограничения снижения напряжения (ПА АОСН).
В единой программе отслеживаются звонки потребителей электроэнергии и ведется учет основных средств, ремонтов и материалов, штатных единиц.
УЧАСТНИКИ ПРОЕКТА
Архитекторы: А. В. Горяинов, М. Д. Крымов, Т. И. Башкаев (архитектурное бюро Тимура Башкаева).
Работы по интеграции инженерных систем: Группа Optima (основана в 1990 году, председатель совета директоров Андрей Шандалов).
В рамках проекта специалистами Группы Optima были выполнены следующие задачи:
Особенности проекта
ЦУС является стратегически важным объектом с точки зрения контроля за работой энергосистемы.
Все инженерные работы в здании проводились с нуля:
Решить все эти задачи в едином комплексе помогли системы класса DMS (distribute management system – система управления распределительными сетями).
ОБЩАЯ ИНФОРМАЦИЯ
Наименование: Центр управления сетями ОАО «МОЭСК».
Расположение: Москва (Россия).
Владелец: здание высоковольтных электрических сетей – филиал ОАО «МОЭСК».
Основное назначение: административно-техническое.
Количество этажей – 10.
Завершение основных строительных работ: 2009 год.
Завершение инженерных работ: 2012 год.
Особенности внедренных систем
Комплекс ENMAC, внедренный для консолидации информации из различных источников, позволил свести воедино все требования заказчика. В одном программном пакете объединено большое количество функций и приложений, необходимых сетевой компании для организации оперативной работы.
Единое информационное пространство технологической информации в реальном времени позволяет своевременно определять масштаб и возможные последствия происшествий, повышает эффективность управления работами, ресурсами и персоналом в ходе устранения инцидентов, сокращает время перерывов электроснабжения и в целом повышает надежность электроснабжения потребителей.
Результаты внедрения
Проект был по достоинству оценен на XI Международном фестивале архитектуры и дизайна интерьера «Под крышей дома. »: диспетчерский зал ЦУС получил первую премию в разделе «Общественный интерьер».
С инженерной точки зрения открытие ЦУС позволило вывести работу энергетического предприятия на качественно новый уровень. Уменьшилось время реакции на аварийные ситуации, сократилась вероятность ошибки диспетчеров, оперативный персонал заказчика обеспечен всей необходимой технологической информацией и, как следствие, повысились качество и оперативность обслуживания потребителей электрических сетей. ●
Энсис Технологии
Внедрение диспетчерских комплексов (АСДТУ/ЦУС)
Какими бы идеальными ни были системы автоматизации на объектах, диспетчерские центры являются тем ключевым элементом, без которого невозможно оперативно и комплексно управлять энергосистемой.
Учитывая специфику и потребности Заказчика компания «Энсис Технологии» внедряет диспетчерские системы различных уровней функциональности: от оперативно-информационных комплексов (ОИК) для предприятий до полноценных систем OMS/DMS (Outage Management System/Distribution Management System).
Автоматизированная система диспетчерско-технологического управления (АСДТУ)
Целью внедрения автоматизированной системы диспетчерско-технологического управления (АСДТУ) является автоматизация контроля и управления технологическими процессами и инженерными системами на гражданских и промышленных объектах. Внедрение АСДТУ повышает эффективность работы, а также обеспечивает надежность и качество управления и безопасности предприятия.
Преимущества решения:
Структура решения:
Центр управления сетями (ЦУС)
В соответствии с индивидуальными требованиями заказчиков компания «Энсис Технологии» предоставляет услуги по созданию программно-технических комплексов Центров управления сетями (ЦУС), которые кроме автоматизированных диспетчерских систем включают в себя полномасштабные аппаратные комплексы и полный комплект инженерных подсистем.
Преимущества решения:
Структура решения:
Реализованные проекты
Разработка проектов комплексной реконструкции распределительных устройств 110 кВ ОАО «РусГидро»
Реализация программы модернизации ССПИ на ПС и организация ДКС (в части АСДУ)
Метрологическая экспертиза автоматизированной информационно-измерительной системы учета электроэнергии ОАО «МРСК Северного Кавказа»
«Энсис Технологии»: 108811, г. Москва, п. Московский, Киевское шоссе, 22-й км, домовладение 4, стр. 4, блок Д, подъезд 19, этаж 4, офис 484, БП «Румянцево». «Энсис Технологии» Проектный офис «Нефтехимавтоматика»: 108811 г. Москва, п. Московский, Киевское ш., 22-й км, домовл. 6, стр. 1, корпус A4b, офисный парк Comcity.
ЦУС – основа инновационного развития сетевых компаний
Согласно Федеральному закону «Об электроэнергетике» ОАО «ФСК ЕЭС» является ответственным за технологическое управление Единой национальной электрической сетью (ЕНЭС). При этом возникли вопросы чёткого разграничения функционала между ОАО «СО ЕЭС», осуществляющим единое диспетчерское управление объектами электроэнергетики, и сетевыми компаниями. Это привело к необходимости создания эффективной структуры оперативно-технологического управления объектами ОАО «ФСК ЕЭС», к задачам которой относятся в том числе:
• обеспечение надёжного функционирования объектов ЕНЭС и выполнения заданных ОАО «СО ЕЭС» технологических режимов работы ЛЭП, оборудования и устройств объектов ЕНЭС;
• обеспечение надлежащего качества и безопасности работ при эксплуатации объектов ЕНЭС;
• создание единой системы подготовки оперативного персонала для выполнения функций ОТУ;
• обеспечение технологической оснащённости и готовности оперативного персонала к выполнению диспетчерских команд (распоряжений) СО и команд (подтверждений) оперативного персонала ЦУС ФСК ЕЭС;
• обеспечение снижения числа технологических нарушений, связанных с ошибочными действиями оперативного персонала;
• во взаимодействии и по согласованию с ОАО «СО ЕЭС» участие в разработке и реализации программ развития ЕНЭС в целях повышения надёжности передачи электрической энергии, наблюдаемости и управляемости сети, обеспечения качества электрической энергии;
• планирование мероприятий по ремонту, вводу в эксплуатацию, модернизации/реконструкции и техническому обслуживанию ЛЭП, электросетевого оборудования и устройств на предстоящий период;
• разработка в соответствии с требованиями ОАО «СО ЕЭС», согласование и утверждение в установленном порядке графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии и осуществление фактических действий по вводу аварийных ограничений по диспетчерской команде (распоряжению) ОАО «СО ЕЭС»;
• выполнение заданий ОАО «СО ЕЭС» по подключению объектов электросетевого хозяйства ФСК и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии под действие противоаварийной автоматики.
Для выполнения поставленных задач ОАО «ФСК ЕЭС» разработало и утвердило концепцию оперативно-технологического управления объектами ЕНЭС. В соответствии с данной концепцией создаётся четырёхуровневая организационная структура (с трёхуровневой системой управления): исполнительный аппарат, головной ЦУС МЭС, ЦУС ПМЭС и оперативный персонал подстанции.
Между соответствующими уровнями организационной структуры распределены следующие функции:
• ИА ФСК — информационно-аналитические;
• головной ЦУС МЭС — информационно-аналитические и неоперационные;
• ЦУС ПМЭС — неоперационные и операционные;
• персонал подстанций — операционные.
При этом к неоперационным функциям относят такие задачи, как контроль и мониторинг состояния сети. Принятие центрами управления сетями операционных функций, связанных с отдачей команд на производство переключений, требует высокой квалификации оперативного персонала, а также соответствующего технического оснащения ЦУС.
В целях повышения экономичности и надёжности передачи и распределения электроэнергии и мощности за счёт автоматизации процессов оперативно-технологического управления на базе современных информационных технологий центры управления сетями ОАО «ФСК ЕЭС» оснащаются программно-техническими комплексами (ПТК), позволяющими автоматизировать такие процессы, как мониторинг режимов оборудования, производство переключений в строгом соответствии с утверждённой программой и другие. Таким образом, за счёт автоматизации ОТУ существенно повышается надёжность работы электрических сетей, снижается аварийность за счёт исключения ошибок оперативного персонала, минимизируется количество необходимого оперативного персонала.
Стоит отметить, что технической политикой ОАО «ФСК ЕЭС» при новом строительстве и реконструкции предусматривается:
• обеспечение энергетической безопасности и устойчивого развития России;
• обеспечение требуемых показателей надёжности предоставляемых услуг по передаче электроэнергии;
• обеспечение свободного функционирования рынка электроэнергии;
• повышение эффективности функционирования и развития ЕНЭС;
• обеспечение безопасности производственного персонала;
• сокращение влияния ЕНЭС на экологию;
• наряду с использованием новых типов оборудования и систем управления обеспечение подготовки ПС для работы без постоянного обслуживающего персонала.
В настоящее время схемы первичных электрических соединений действующих ПС ориентированы на оборудование, требующее учащённого технического обслуживания, поэтому предусматривают избыточные по современным критериям соотношения числа коммутационных аппаратов и присоединений. Это является причиной значительного количества серьёзных технологических нарушений по вине оперативного персонала.
Сейчас автоматизация технологических процессов выполнена на 79 ПС ЕНЭС, в стадии выполнения находятся ещё 42 ПС. Поэтому основная схема организации эксплуатации ориентирована прежде всего на круглосуточное пребывание на них обслуживающего (оперативного) персонала, контролирующего состояние объекта и выполняющего оперативные переключения.
Оперативное обслуживание ПС ЕНЭС включает:
• мониторинг состояния ЕНЭС — контроль состояния оборудования, анализ оперативной обстановки на объектах ЕНЭС;
• организацию оперативных действий по локализации технологических нарушений и восстановлению режимов ЕНЭС;
• организацию оперативного обслуживания ПС, производство оперативных переключений, режимное и схемное обеспечение безопасного производства ремонтно-эксплуатационных работ в электрических сетях, относящихся к ЕНЭС;
• выполнение оперативным персоналом операционных функций по производству переключений в ЕНЭС.
Планирование и организация:
• планирование ремонтов осуществлять согласно графикам планово-предупредительных ремонтов с определением объёмов работ на основе оценки технического состояния, с использованием современных методов и средств диагностики, в т.ч. без вывода оборудования из работы;
• проведение комплексного обследования и технического освидетельствования оборудования, выработавшего свой нормативный срок службы, для продления срока эксплуатации;
• разработка предложений по модернизации, замене оборудования, совершенствованию проектных решений;
• оптимизация финансирования работ по эксплуатации, техническому обслуживанию и ремонтам путём определения объёмов ремонтных работ на основании фактического состояния;
• снижение издержек и потерь;
• совершенствование организационных структур управления и обслуживания;
• организация профессиональной подготовки, переподготовки и повышения квалификации в соответствии со стандартом СОПП-1-2005;
• анализ параметров и показателей технического состояния оборудования, зданий и сооружений до и после ремонта по результатам диагностики;
• оптимизация аварийного резерва оборудования и элементов ВЛ;
• решение технических проблем при эксплуатации и строительстве оформляется в виде информационных писем, оперативных указаний, циркуляров, технических решений со статусом обязательности исполнения, приказов, распоряжений, решений совещаний и других управленческих решений.
Мониторинг и управление надёжностью ЕНЭС:
• организация контроля и анализа аварийности оборудования;
• оценка и контроль надёжности электроснабжения;
• создание соответствующей информационной базы.
СОЗДАНИЕ ПОЛНОСТЬЮ АВТОМАТИЗИРОВАННЫХ ПОДСТАНЦИЙ
БЕЗ ОБСЛУЖИВАЮЩЕГО ПЕРСОНАЛА.
ЦИФРОВЫЕ ПОДСТАНЦИИ
Для исключения зависимости безаварийной работы сетевой компании от квалификации, тренированности и концентрации внимания оперативного и релейного персонала целесообразно распространение имеющей место длительное время автоматизации технологических процессов — релейная зашита, технологическая автоматика (АПВ, АВР, РПН, АОТ и др.), противоаварийная автоматика — на производство оперативных переключений. Для этого прежде всего требуется значительно повысить наблюдаемость технических параметров, обеспечить контроль, достоверизацию положения, эффективную оперативную блокировку коммутационных аппаратов, автоматизацию управляющих воздействий. Применяемое силовое оборудование должно быть адаптировано к новейшим системам управления, защиты и мониторинга.
При внедрении микропроцессорных устройств предпочтение должно отдаваться устройствам, предназначенным для работы в составе автоматизированных систем. Автономные устройства необходимо применять только в случае отсутствия системных аналогов. В связи с этим на объектах ОАО «ФСК ЕЭС» в централизованном порядке должны быть исключены возможности применения микропроцессорных устройств с закрытыми протоколами обмена, устройств, не поддерживающих работу в стандарте единого времени.
Архитектура и функциональность автоматизированной системы управления технологическими процессами подстанции (АСУ ТП ПС) как интегратора всех функциональных систем ПС определяется уровнем развития техники, предназначенной для сбора и обработки информации на ПС для выдачи управляющих решений и воздействий. Со времени начала разработок в отечественной электроэнергетике проектов АСУ ТП ПС произошло существенное развитие аппаратных и программных средств систем управления для применения на электрических подстанциях. Появились высоковольтные цифровые измерительные трансформаторы тока и напряжения; разрабатывается первичное и вторичное электросетевое оборудование со встроенными коммуникационными портами, производятся микропроцессорные контроллеры, оснащённые инструментальными средствами разработки, на базе которых возможно создание надёжного программно-аппаратного комплекса ПС, принят международный стандарт МЭК 61850, регламентирующий представление данных о ПС как объекте автоматизации, а также протоколы цифрового обмена данными между микропроцессорными интеллектуальными электронными устройствами ПС, включая устройства контроля и управления, релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), телемеханики, счётчики электроэнергии, силовое оборудование, измерительные трансформаторы тока и напряжения, коммутационное оборудование и т.д.
Всё это создаёт предпосылки для построения подстанции нового поколения — цифровой подстанции (ЦПС).
Под этим термином понимается ПС с применением интегрированных цифровых систем измерения, релейной защиты, управления высоковольтным оборудованием, оптических трансформаторов тока и напряжения и цифровых схем управления, встроенных в коммутационную аппаратуру, работающих на едином стандартном протоколе обмена информацией — МЭК 61850.
Внедрение технологий ЦПС даёт преимущества по сравнению с традиционными ПС на всех этапах реализации и эксплуатации объекта.
Этап «Проектирование»:
• упрощение проектирования кабельных связей и систем;
• передача данных без искажений на практически неограниченные расстояния;
• сокращение количества единиц оборудования;
• неограниченное количество получателей данных. Распределение информации осуществляется средствами сетей Ethernet, что позволяет передавать данные от одного источника любому устройству на подстанции либо за её пределами;
• сокращение времени по взаимоувязке отдельных подсистем за счёт высокой степени стандартизации;
• снижение трудоёмкости метрологических разделов проектов;
• возможность создания типовых решений для объектов разной топологической конфигурации и протяжённости;
• единство измерений. Измерения выполняются одним высокоточным измерительным прибором. Получатели измерений получают одинаковые данные из одного источника. Все измерительные приборы включены в единую систему синхронизации тактирования;
• возможность создания типовых решений для объектов разной топологической конфигурации и протяжённости;
• возможность предварительного моделирования системы в целом для определения «узких» мест и нестыковок в различных режимах работы;
• снижение трудоёмкости перепроектирования в случае внесения изменений и дополнений в проект.
Этап «Строительно-монтажные работы»:
• сокращение наиболее трудоёмких и нетехнологичных видов монтажных и пусконаладочных работ, связанных с прокладкой и тестированием вторичных цепей;
• более тщательное и всестороннее тестирование системы благодаря широким возможностям по созданию различных поведенческих сценариев и их моделированию в цифровом виде;
• сокращение расходов на непроизводительные перемещения персонала за счёт возможности централизованной настройки и контроля параметров работ;
• снижение стоимости кабельной системы. Цифровые вторичные цепи позволяют осуществлять мультиплексирование сигналов, что предполагает двухстороннюю передачу через один кабель большого количества сигналов от разных устройств. К распределительным устройствам достаточно проложить один оптический магистральный кабель вместо десятков, а то и сотен аналоговых медных цепей.
Этап «Эксплуатация»:
• всеобъемлющая система диагностики, охватывающая не только интеллектуальные устройства, но и пассивные измерительные преобразователи и их вторичные цепи, позволяет в более короткие сроки устанавливать место и причину отказов, а также выявлять предотказные состояния;
• контроль целостности линий. Цифровая линия постоянно контролируется, даже если по ней не передаётся значимая информация;
• защита от электромагнитных помех. Использование волоконно-оптических кабелей обеспечивает полную защиту от электромагнитных помех в каналах передачи данных;
• простота обслуживания и эксплуатации. Перекоммутация цифровых цепей выполняется значительно проще, чем перекоммутация аналоговых цепей;
• сокращение сроков ремонта из-за широкого предложения на рынке устройств различных производителей, совместимых между собой (принцип интероперабельности);
• переход на событийный метод обслуживания оборудования за счёт абсолютной наблюдаемости технологических процессов позволяет сократить затраты на эксплуатацию;
• поддержка проектных (расчётных) параметров и характеристик в процессе эксплуатации требует меньших затрат;
• развитие и доработка системы автоматизации требует меньших расходов (неограниченность в количестве приёмников информации), чем при традиционных подходах.
В качестве пилотных объектов по созданию ЦУС с операционными функциями в ОАО «ФСК ЕЭС» были приняты Кузбасский и Приокский ЦУС.
Кузбасский ЦУС стал первым центром управления сетями, реализованным в рамках программы ОАО «ФСК ЕЭС» по созданию ЦУС с операционными функциями. В рамках создания инновационного ЦУС для обеспечения непрерывного оперативно-технологического управления и диспетчеризации центр оснащён современными программно-техническими комплексами, установлена видеостена для отображения схемы сетей, установлено программное обеспечение, позволяющее в оперативном режиме полностью отображать состояние выбранного диспетчером энергообъекта, получать информацию об отключениях, производимых ремонтных и профилактических мероприятиях вплоть до имён работающих на объекте монтёров. Кроме того, оборудование позволяет диспетчерам ЦУС перехватить в случае нештатной ситуации управление удалёнными объектами и в кратчайшее время принять решение для снижения времени восстановления нормальной работы оборудования.
Приокский ЦУС также создан с применением новейших технологий. Среди используемого здесь оборудования — видеостена отображения информации, состоящая из пятидесятидюймовых проекционных модулей и резервируемого высокопроизводительного видеоконтроллера, оперативно-информационный комплекс контроля режимов электрической сети и состояния коммутационных аппаратов подстанций, позволяющий оперативному персоналу ЦУС отслеживать работу оборудования и управлять им в режиме реального времени, новейшая система спутниковой связи, системы гарантированного электропитания и автоматического пожаротушения.
Владимир Пелымский, заместитель главного инженера — руководитель ситуационного аналитического центра ОАО «ФСК ЕЭС», Владимир Воронин, начальник, Дмитрий Кравец, начальник отдела, Магомед Гаджиев, ведущий эксперт Службы электрических режимов ОАО «ФСК ЕЭС»
Что такое цус в энергетике
НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы
ОПЕРАТИВНО-ДИСПЕТЧЕРСКОЕ УПРАВЛЕНИЕ. РЕЛЕЙНАЯ ЗАЩИТА И АВТОМАТИКА. ВЗАИМОДЕЙСТВИЕ СУБЪЕКТОВ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ И ПОТРЕБИТЕЛЕЙ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ ПРИ СОЗДАНИИ (МОДЕРНИЗАЦИИ) И ЭКСПЛУАТАЦИИ
United power system and isolated power systems. Operative-dispatch management. Relay protection and automation. Interaction of actors, consumers of electrical energy in creating (modernization) and the exploitation. General requirements
Дата введения 2014-04-01
Предисловие
1 РАЗРАБОТАН Открытым акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы», Открытым акционерным обществом «Энергетический институт им.Г.М.Кржижановского», Федеральным государственным унитарным предприятием «Всероссийский научно-исследовательский институт стандартизации и сертификации в машиностроении»
2 ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации «Системная надежность в электроэнергетике» ТК 007
ВНЕСЕНО Изменение N 1, утвержденное и введенное в действие Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 16.01.2017 N 13-ст c 01.04.2017
Изменение N 1 внесено изготовителем базы данных по тексту ИУС N 4, 2017 год
1 Область применения
— эксплуатации комплексов и устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), установленных на объектах электроэнергетики и в диспетчерских центрах субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике;
Положения и требования настоящего стандарта распространяются на генерирующие компании и сетевые организации, субъектов оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, потребителей электрической энергии, осуществляющих деятельность в пределах территории Единой энергетической системы России (ЕЭС России) и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем, расположенных на территории Российской Федерации, вне зависимости от их формы собственности.
2 Термины, определения и сокращения
2.1 В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:
2.1.1 диспетчерская заявка: Документ, в котором оформляется ответственное намерение эксплуатирующей организации изменить технологический режим работы или эксплуатационное состояние объекта диспетчеризации, передаваемый на рассмотрение и принятие решения в соответствующий диспетчерский центр.
2.1.2 диспетчерский персонал: Работники субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике (диспетчеры), уполномоченные при осуществлении оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике от имени субъекта оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике отдавать обязательные для исполнения диспетчерские команды и разрешения или осуществлять изменение технологического режима работы и эксплуатационного состояния объектов диспетчеризации, непосредственно воздействуя на них с использованием средств дистанционного управления, при управлении электроэнергетическим режимом энергосистемы.
2.1.4 диспетчерское ведение: Организация управления электроэнергетическим режимом энергосистемы, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, оборудования и устройств изменяются только по согласованию с соответствующим ДЦ (с разрешения диспетчера соответствующего ДЦ).
2.1.5 диспетчерское управление: Организация управления электроэнергетическим режимом энергосистемы, при которой технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов электроэнергетики, энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, оборудования и устройств изменяются только по диспетчерской команде диспетчера соответствующего ДЦ или путем непосредственного воздействия на технологический режим работы или эксплуатационное состояние объектов диспетчеризации с использованием средств дистанционного управления из ДЦ.
2.1.6 журнал РЗА: Журнал записей указаний по вопросам эксплуатации устройств РЗА, находящийся на рабочем месте оперативного персонала, осуществляющего круглосуточное и непрерывное оперативно-технологическое управление.
2.1.7 журнал учета работы РЗА: Журнал учета всех случаев работы и неисправностей (отказов) устройств РЗА.
2.1.8 задание по настройке устройства РЗА: Документ на реализацию параметров настройки (уставок), алгоритмов функционирования комплексов и устройств РЗА, содержащий список изменяемых параметров (настроек) устройств РЗА с указанием их значений и/или согласованные принципиальные (полные) схемы.
2.1.9 исполнительные схемы устройства РЗА: Выверенные и полностью соответствующие настройке алгоритма функционирования и фактически выполненному монтажу схемы устройства РЗА, выполненные на основании принципиальных (полных) схем и схем монтажных (соединений), содержащие информацию обо всех внесенных изменениях с указанием ссылок на соответствующие документы.
2.1.10 карта уставок: Технические данные об основных параметрах срабатывания и алгоритме функционирования устройств РЗА, находящиеся на щите управления объекта электроэнергетики, центра управления сетями, ДЦ, представленные в наглядной форме, необходимые для оценки действия устройств РЗА или допустимости режима работы оборудования или линий электропередачи (ЛЭП) по условиям настройки устройств РЗА.
Команда на производство переключений, выдаваемая оперативным персоналом центра управления сетями (ЦУС) или начальником смены объекта (НСО), не является диспетчерской командой в соответствии с Федеральным законом «Об электроэнергетике» [1] и Правилами оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, утвержденными Правительством Российской Федерации [2].
2.1.12 комплексная программа: Оперативный документ, определяющий порядок ввода в работу ЛЭП, оборудования и устройств РЗА при строительстве, реконструкции, модернизации объектов электроэнергетики или проведении испытаний, в котором указывается [в том числе путем ссылки на подлежащие применению программы (типовые программы) переключений, бланки (типовые бланки) переключений, программы производства работ] строгая последовательность операций при производстве переключений, а также действий персонала по организации и выполнению работ по монтажу и наладке оборудования, устройств РЗА, осуществляемых в процессе испытаний или ввода соответствующих ЛЭП, оборудования и устройств РЗА в работу.
2.1.13 комплекс РЗА: Совокупность взаимодействующих между собой устройств РЗА, предназначенных для выполнения взаимосвязанных функций защиты и автоматики оборудования или ЛЭП.
2.1.14 объекты диспетчеризации: ЛЭП, оборудование электрических станций и электрических сетей, устройства РЗА, средства диспетчерского и технологического управления, оперативно-информационные комплексы, иное оборудование объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок потребителей электрической энергии, технологический режим работы и эксплуатационное состояние которых влияют или могут влиять на электроэнергетический режим энергосистемы в операционной зоне ДЦ, а также на параметры технологического режима работы оборудования в операционной зоне ДЦ, включенные соответствующим ДЦ в перечень таких объектов с распределением их по способу управления (ведения).
2.1.15 оперативная заявка: Документ, в котором оформляется ответственное намерение эксплуатирующей организации изменить технологический режим работы или эксплуатационное состояние ЛЭП, оборудования, комплексов и устройств, не являющихся объектами диспетчеризации.
2.1.16 оперативное обслуживание устройств РЗА: Действия оперативного персонала объекта электроэнергетики с устройствами РЗА при срабатывании, неисправности, переключениях по выводу из работы (вводу в работу) устройства РЗА или изменении режима работы устройств РЗА, осмотр.
2.1.17 оперативный персонал: Работники субъектов электроэнергетики (потребителей электрической энергии), уполномоченные ими при осуществлении оперативно-технологического управления на выполнение в установленном порядке действий по изменению технологического режима работы и эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, в том числе с использованием средств дистанционного управления, на принадлежащих таким субъектам электроэнергетики (потребителям электрической энергии) на праве собственности или ином законном основании объектах электроэнергетики (энергопринимающих установок) либо в установленных законодательством случаях на объектах электроэнергетики и энергопринимающих установках, принадлежащих третьим лицам, а также на координацию указанных действий.
2.1.18 операция с устройством РЗА: Действие с переключающими устройствами в цепях устройства РЗА (ключ, переключатель, накладка, испытательный блок, рубильник, кнопка, виртуальный ключ или накладка в видеокадре АРМ и т.п.), проверочное действие, выполняемое оперативным персоналом объекта электроэнергетики или персоналом РЗА.
2.1.19 осмотр устройств РЗА: Периодически проводимый оперативным персоналом и персоналом РЗА осмотр состояния аппаратуры и вторичных цепей с проверкой соответствия положения указательных реле, сигнальных элементов, контрольных приборов и переключающих устройств режиму работы ЛЭП и оборудования.
2.1.20 паспорт-протокол: Документ, предназначенный для учета результатов технического обслуживания устройства РЗА во время эксплуатации, начиная с наладки и приемочных испытаний при новом включении.
— формуляр регистрации изменения уставок;
— формуляр регистрации исполнительных схем и сведений об их изменениях;
— формуляр регистрации результатов технического обслуживания;
— протокол проверки устройства РЗА при новом включении;
— протоколы проверки при последующих технических обслуживаниях.
2.1.21 персонал РЗА: Персонал, обученный и допущенный распорядительным документом эксплуатирующей организации к самостоятельной проверке соответствующих устройств и комплексов РЗА.
2.1.22 подтверждение возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния: Сообщение, выдаваемое оперативным персоналом, о возможности изменения технологического режима работы или эксплуатационного состояния ЛЭП, оборудования и устройств, находящихся в его технологическом ведении.
2.1.23 принципиальные (полные) схемы устройств РЗА: Документ, определяющий полный состав элементов (функций, схем программируемой логики) и взаимосвязи между ними, дающий полное представление о принципах работы устройства РЗА, подключении к цепям тока и напряжения, взаимодействии с другими устройствами РЗА.
2.1.24 программа переключений: Оперативный документ, в котором указывается строгая последовательность операций и команд при производстве переключений в электроустановках разных уровней управления и/или разных объектов электроэнергетики (энергопринимающих установок).
2.1.25 программа по техническому обслуживанию устройства РЗА: Документ, применяемый персоналом РЗА на объекте электроэнергетики для производства работ по техническому обслуживанию устройства РЗА, определяющий объем и последовательность работ по техническому обслуживанию.
2.1.26 проектная документация по РЗА: Комплект технических документов, разрабатываемых для строительства, технического перевооружения, реконструкции и модернизации объектов электроэнергетики и включающих в себя принципиальные технические решения по комплексам и устройствам РЗА в виде графического и текстового материала, обоснованные техническими и экономическими расчетами, подтверждающими правильность принципиальных решений.
2.1.27 противоаварийная автоматика; ПА: Совокупность устройств, обеспечивающая измерение и обработку параметров электроэнергетического режима энергосистемы, передачу информации и команд управления и реализацию управляющих воздействий в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для выявления, предотвращения развития и ликвидации нарушения нормального режима энергосистемы.
2.1.28 протокол проверки устройства РЗА: Документ, содержащий в зависимости от назначения и вида технического обслуживания необходимые сведения и результаты, полученные при проверке устройства РЗА, а также информацию о средствах измерения и работниках, выполнивших эту работу.
2.1.29 рабочая документация по РЗА: Документация, которая разрабатывается в целях реализации проекта реконструкции (модернизации), отражающая принцип работы и логику функционирования комплексов и устройств РЗА и предназначенная для их монтажа, наладки, приемки, эксплуатации и технического обслуживания.
2.1.30 рабочая программа вывода из работы (ввода в работу) устройства РЗА: Документ, применяемый на объекте электроэнергетики персоналом РЗА для вывода из работы (ввода в работу) сложного устройства РЗА при подготовке к техническому обслуживанию (подготовке к вводу в работу).
2.1.31 разрешение на производство переключений: Разрешение, выдаваемое диспетчерским персоналом диспетчерскому или оперативному персоналу на совершение операций по производству переключений на оборудовании и устройствах, находящихся в его диспетчерском ведении.
2.1.32 режимная автоматика; РА: Совокупность устройств, обеспечивающая измерение и обработку параметров электроэнергетического режима энергосистемы, передачу информации и команд управления и реализацию управляющих воздействий в соответствии с заданными алгоритмами и настройкой для регулирования параметров режима энергосистемы (частоты электрического тока, напряжения, активной и реактивной мощности).
2.1.33 релейная защита; РЗ: Совокупность устройств, предназначенных для автоматического выявления коротких замыканий, замыканий на землю и других ненормальных режимов работы ЛЭП и оборудования, которые могут привести к их повреждению и/или нарушению устойчивости энергосистемы, формирования управляющих воздействий на отключение коммутационных аппаратов в целях отключения этих ЛЭП и оборудования от энергосистемы, формирования предупредительных сигналов.