Техническое задание №/яэ на разработку проектной и рабочей документации по титулу: «Мероприятия Программы создания единой системы оперативно-технологического управления объектами электросетевого хозяйства ао «Янтарьэнерго»

1)использование единой расчётной модели сети и нормативно-справочной информации на каждом уровне ОТУ АО «Янтарьэнерго»; 10

2)возможность использования как централизованного обслуживания и сопровождения информационных баз данных программной составляющей, так и децентрализовано (с возможными ограничениями при обрывах каналов связи между кластерами территориально-распределенной ЕАСОТУ); 10

3)организация приема телеметрической информации непосредственно в каждый ПТК (ДОТиСУ АО «Янтарьэнерго», ОДС Западных ЭС, ОДС Восточных ЭС и ОДС Городских ЭС) с объектов, входящих в их операционную зону; 10

4)Обеспечение резервирования каналов связи между территориально-распределенными ПТК (ДОТиСУ АО «Янтарьэнерго», ОДС Западных ЭС, ОДС Восточных ЭС и ОДС Городских ЭС) 10

5) «горячее» резервирование серверного и активного сетевого оборудования в каждой территориально-распределенной ЕАСОТУ; 11

6)использование реляционной СУБД в качестве хранилища архивов ТМ и другой информации; 11

7)подключение мобильных компонентов, встраиваемых в транспортные средства, и осуществляющих связь с центром управления через различные способы коммуникации (GPRS, UMTS, цифровую связь TETRA) и позволяющих определять координаты своего местоположения через GPS; 11

8)использование межсетевого шлюза для связи с мобильными компонентами системы через сети радиосвязи GPRS, UMTS, цифровую связь TETRA; 11

9)определить требования по надежности и живучести автоматизируемых функций ЕАСОТУ для организации надлежащего резервирования каждого ПТК, разработать схему разграничения прав доступа к управлению оборудованием; 11

10)разработать оптимальную техническую конфигурацию системы ПТК, с учетом разработанных требований по надежности и живучести ЕАСОТУ; 11

11)Система единого времени должна обеспечивать привязку к всемирному координированному времени (UTC). Для обеспечения привязки системного времени к единому астрономическому времени использовать резервированную систему синхронизации GPS/ГЛОНАСС. 11

11.1.1.1ЕАСОТУ ЦУС должен обеспечивать поддержку деятельности по оперативно-технологическому управлению АО «Янтарьэнерго», при этом в соответствии с документом «Целевая модель ОТУ АО «Янтарьэнерго» должна обеспечиваться следующая функциональность: 20

11.1.1.2ЕАСОТУ должен поддерживать следующие способы обмена данными, а также их комбинацию: 21

11.1.1.3Должна быть предусмотрена возможность исключения из опроса любого конкретного параметра, группы опроса или источника данных в целом. 22

11.1.1.4Для обмена информацией со смежными и подчиненными центрами управления должен применяться протокол МЭК 60870-5-104, МЭК 60870-6/TASE.2 (ICCP), а также обеспечиваться прием и преобразование в МЭК 60870-5-104 дополнительных протоколов МЭК 60870-5-101 и Гранит-ТМ. 22

11.1.1.5ЕАСОТУ должен обеспечивать контроль работы каналов связи и данных (время последнего прихода данных, скорость обновления, частота обновления), формирование признаков достоверности, формирование сигналов о неисправности каналов. ПТК АСДУ ЦУС должен обеспечивать возможность задания условий контроля для каждого параметра (время последнего прихода данных, скорость обновления, частота обновления). 22

11.1.1.6Технические средства ЕАСОТУ должны обеспечивать валидацию принятой информации и определение признаков достоверности; 22

11.1.1.7ЕАСОТУ должна быть обеспечена возможность вычисления расчетных значений из входных данных по заданным расчетным формулам. Расчетные формулы должны поддерживать базовые математические операции, возможность операций сравнения и условия. Расчетные формулы должны обеспечивать обработку как аналоговых, так и логических значений. 22

11.1.1.8ЕАСОТУ должна быть обеспечена возможность установки и обработки диспетчерских пометок (плакатов, тэгов) для привлечения внимания диспетчеров к исключительным ситуациям с управляемым оборудованием для всех типов оборудования и возможность написания текстовых примечаний к ним, для информации о повреждениях, заземлениях, работе ремонтных бригад. 22

11.1.1.9Для установленных пометок должна быть обеспечена визуализация их на схемах, и настройка уровня видимости при масштабировании. Также должно быть реализовано ведение списка установленных диспетчерских пометок с возможностью быстрого перехода от списка к схеме, где установлена пометка. 22

11.1.1.10ЕАСОТУ должен обеспечить фильтрацию доступа (запросов) к архивным и текущим оперативным событиям с выполнением логических операций над атрибутами события. 22

11.1.1.11ЕАСОТУ должен обеспечивать выдачу команд телеуправления коммутационным оборудованием распределительной сети с соответствующими проверками и топологическими блокировками. 22

11.1.1.12ЕАСОТУ должен обеспечивать автоматизированное телеуправление коммутационными аппаратами для ПС, которое должно поддерживаться следующими функциями: 22

11.1.2.Обеспечение информационно-аналитических функций ЦУС-ОДС для высоковольтной части сети 23

11.1.2.1Должно обеспечиваться выполнение следующих функций ЕАСОТУ ЦУС-ОДС для высоковольтной (ВВ) части сети АО «Янтарьэнерго» 330-110-60кВ: 23

1)мониторинг текущих режимов работы оборудования и топологии электрической сети, а также технологического состояния ее оборудования, в т.ч.: 23

12)ведение архива характерных режимов и схем (нормальных, ремонтных, перспективных); 23

13)автоматическое формирование расчетной топологической модели сети и топологический процессор; 23

14)оценка состояния электрического режима сети; 23

15)расчет установившихся режимов сети; 23

16)оценка режимной надежности сети на основе анализа вариантов отказов оборудования, учитывающих действие РЗА и послеаварийный установившийся режим; 23

17)расчет токов короткого замыкания; 23

18)оптимизация режима сети по напряжению и реактивной мощности по критерию минимизации потерь мощности; 23

19)краткосрочный прогноз электропотребления; 23

20)обработка результатов контрольных замеров в сети (на основе автоматизированного заполнения типовых форм представления результатов контрольных замеров по подстанциям с АСУ ТП и телемеханизированным ПС, с возможностью редактирования этих форм) в соответствии с требованиями к отчетности о результатах контрольных замеров; 23

21)применение графиков аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) (ГАО, ГВО) с учетом профилей потребителей 23

21.1.1.1ЕАСОТУ должен поддерживать запуск расчетных задач следующими способами: 24

21.1.1.2ЕАСОТУ должен обеспечивать запуск следующих функций: 24

21.1.1.3Выполнение расчетно-аналитических задач в режиме моделирования работы сети должно позволять оператору задавать изменения отдельных параметров режима работы оборудования, состояний коммутационных аппаратов, сохранять и восстанавливать ранее подготовленные режимы. 24

21.1.1.4ЕАСОТУ должен обеспечивать возможность моделирования выбираемого пользователем ретроспективного режима работы сети из архива на основе расчетной модели, сохраняемой оператором с заданной периодичностью. При этом программное обеспечение моделирования режимов работы сети должно получить из архива всю необходимую информацию, относящуюся к заданному режиму, включая информацию об измерениях параметров режимов и данные о топологии сети. В данном режиме должен быть доступен полный функционал моделирования режимов работы сети. 24

21.1.1.5ЕАСОТУ должен обеспечивать возможность синтеза расчетной модели сети на основе топологической модели сети, перспективных изменений в топологической модели, характеристик активного оборудования и данных телеизмерений и телесигнализации, перспективных нагрузок. 25

21.1.1.6ЕАСОТУ должен обеспечить реализацию функции процессора топологии. Процессор топологии должен: 25

21.1.1.7ЕАСОТУ должен выполнять функцию оценки состояния, которая является основой для выполнения расчетно-аналитических задач в режиме реального времени. Задачей оценки состояния является определение режима (вектора узловых напряжений) наиболее соответствующего полученным значениям телеметрии (текущих или архивных), а также выявление недостоверных значений обрабатываемых измерений. Результатом оценки состояния является получение модулей и фаз напряжения в узлах и, на их основе, перетоков активной и реактивной мощности в ветвях и узлах расчетной модели. 25

21.1.2.Обеспечение информационно-аналитических функций ЦУС-ОДС, специализированных для распределительной сети 26

21.1.2.1Представление информации по сети 15–10-6 кВ с использованием ГИС в качестве основной формы отображения. 26

21.1.2.2Визуализация участков распределительной сети с поврежденными элементами на основе информации о действии устройств АПВ и автоматов защиты, указателей повреждений с локальной и дистанционной индикацией, данных от регистраторов аварийных событий, устройств ОМП и др. 26

21.1.2.3Должно обеспечиваться выполнение следующих расчетно-аналитических функций для распределительной сети АО «Янтарьэнерго» 15-10-6 кВ: 26

1)поиск и маркировка схем питания фидеров и элементов сети; 26

22)поиск и маркировка замкнутых контуров в распределительной сети 26

23)поиск и маркировка всех элементов сети, находящихся под напряжением и имеющих заданный источник питания; 26

24)управление режимами распределительной сети на основе моделирования структуры потребления, т.е. долевого распределения суммарного электропотребления по типам потребителей (промышленных и бытовых), типовых графиков потребления, данных коммерческого и/или технологического учета 26

25)производство расчетов режима сети для оптимизации схем и режимов электрических сетей в нормальном и послеаварийном режимах 15-10-6 кВ 26

26)ведение архива характерных режимов и схем (нормальных, ремонтных, перспективных) 26

27)ведение архива загрузки оборудования 26

28)оптимизация режима работы электрической сети по реактивной мощности для фидеров распределительной сети 26

29)выдача списка переключений по реконфигурации распределительной сети (выбор мест секционирования) с точки зрения обеспечения следующих критериев: 26

30)расчет токов симметричных и несимметричных (однофазных замыканий на землю, двухфазных, двухфазных на землю, трехфазных коротких замыканий, емкостных токов замыкания на землю) повреждений в сетях с различными режимами заземления нейтрали 26

31)расчет надежности электроснабжения сети (части сети, фидера) по фактическим текущим данным по следующим показателям: 26

32)фиксация нарушений электроснабжения в распределительной сети на основе сообщений потребителей в Горячую линию оперативного персонала, телеметрической и другой режимной информации с учетом топологии сети, адресов потребителей, географических и других доступных данных; 27

33)Автоматическое определение количества отключенных потребителей и их мощности (количество ПС (ТП) по классам напряжения, мощность потребителей, количество человек, количество социально-значимых объектов). 27

34)Планирование мероприятий по обнаружению, локализации и ликвидации повреждений в распределительной сети на основе информации, получаемой от устройств РЗА (выявление поврежденного участка, его локализация, включение отключенных потребителей). Автоматическое формирование программ переключений. 27

35)Прогнозирование объема и длительности ремонтных работ при ликвидации аварий и иных технологических нарушений. 27

36)Автоматическое создание отчета, включающего время простоя, количество отключенных потребителей и ход аварийно-восстановительных работ для каждого инцидента. 27

37)Ведение журнала хода восстановительных работ по каждому отключению. 27

38)Ведение журнала по технологическим нарушениям. 27

39)Отображение загрузки воздушных (кабельных) линий 6-10-15кВ (в %) на схеме распределительной и питающей сети 6-10-15кВ; 27

40)выявление участка повреждения распределительной сети и определение структуры нагрузок, категорийности и перечня затронутых потребителей; 27

41)предоставление текущей информации о статусе аварии и ходе ремонтных работ операторам Горячей линии; 27

42)формирование оптимального плана ликвидации повреждения и восстановления электроснабжения. 27

42.1.1.Интегрированная система управления эксплуатацией 27

42.1.1.1Система управления эксплуатацией должна обеспечивать реализацию следующих функций (требований): 27

42.1.1.2Интегрированная система управления эксплуатацией должна поддерживать решение оперативных задач устранения повреждений в сети: 28

42.1.1.3В дополнение к решению основных оперативных задач, для сокращения времени выезда по аварийному вызову, непосредственного выполнения работ и составлению отчетных документов система управления эксплуатацией должна решать следующие сервисные задачи: 29

42.1.1.4Для выполнения функций оперативного и технического обслуживания необходимо, чтобы система управления эксплуатацией имела в своем составе: 30

42.1.2.Обеспечение процесса обучения персонала ДОТиСУ (ЦУС) и ОДС. 30

42.1.2.1Тренажерная система должна обеспечивать выполнение следующих основных требований: 30

42.1.2.2Структурно тренажер должен состоять из функциональных модулей: 30

42.1.2.3Должна обеспечиваться возможность задания и корректировки начального режима сети для тренировки. Начальный режим может создаваться импортом ранее сохраненного режима, импортом из архивов ЕАСОТУ или создаваться вручную. 31

42.1.2.4Тренажерная система должна позволять задавать возмущающие воздействия в виде отключений, изменения части режимных параметров оборудования, групп и сочетаний этих событий. 31

42.1.2.5Тренажерная система должна обеспечивать взаимодействие с инструктором, ведущим тренировочное занятие. Рабочее место инструктора должно обеспечивать выполнение функций подготовки тренировочного занятия (выбор и настройка исходного режима, подготовка сценария тренировочного занятия), функцию мониторинга и управления сеансом тренировочного занятия (включая управление моделью электрической сети). 31

42.1.2.6Тренажерная система должна позволять получать данные обо всех используемых в расчетных величинах на АРМ тренера. 31

42.1.2.7Тренажерная система должна позволять проводить территориально-распределенные тренировки ЦУС-ОДС и тренировки с удаленным доступом к процессу со стороны персонала ОДГ РЭС, объектов. 31

42.1.2.8Тренажер должен обеспечить обучение персонала на реальных моделях контролируемой электрической сети. 31

42.1.2.9Подсистема должна включать средства для построения и задания модели сети, а также «привязки» к действующей системе отображения оперативно-диспетчерской информации и выдачи управляющих команд. 31