Действующий
| Сведения о составе, функционировании и обслуживании средств автоматизированной системы управления технологическим процессом и автоматизированной системе технологического управления |
Представляют: | Сроки представления: | Периодичность предоставления: |
субъекты электроэнергетики, определенные строкой 9.4 раздела 9 таблицы, предусмотренной пунктом 2 приложения N 2 к приказу Минэнерго России от 23 июля 2012 г. N 340 | до 10 числа месяца, следующего за отчетным периодом (разделы 1 и 2), | ежемесячная |
до 20 июля отчетного года и до 20 января года, следующего за отчетным периодом (раздел 3) | 1 раз в полгода |
в) слова "Раздел 1. Функционирование оборудования автоматизированной системы управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП)." заменить словами "Раздел 1. Состав и функционирование оборудования автоматизированной системы управления технологическим процессом (далее - АСУ ТП) (для электростанций).";
г) слова "Раздел 2. Показатели ремонта оборудования тепловой автоматики и измерений (далее - ТАИ) и АСУ ТП за отчетный период" дополнить словами "(для электростанций)";
N | Диспетчерское наименование подстанции | Тип АСУ ТП | Организация- производитель | Наличие и тип автоматизированной системы технологического управления (далее - АСТУ), к которой подключено АСУ ТП |
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
N п/п | АСУ ТП соответствует следующим критериям | Тип АСУ ТП |
1. | используется информационная (цифровая) модель подстанции, соответствующая национальному стандарту Российской Федерации серии ГОСТ Р МЭК 61850 "Сети и системы связи на подстанциях", а именно:национальному стандарту Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 61850-3-2005 "Сети и системы связи на подстанциях. Часть 3. Основные требования", утвержденному и введенному в действие приказом Росстандарта от 28 декабря 2005 г. N 427-ст (М., "Стандартинформ", 2006);национальному стандарту Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 61850-5-2011 "Сети и системы связи на подстанциях. Часть 5. Требования к связи для функций и моделей устройств", утвержденному и введенному в действие приказом Росстандарта от 13 декабря 2011 г. N 1232-ст (М., "Стандартинформ", 2020);национальному стандарту Российской Федерации ГОСТ Р МЭК 61850-6-2009 "Сети и системы связи на подстанциях. Часть 6. Язык описания конфигурации для связи между интеллектуальными электронными устройствами на электрических подстанциях", утвержденному и введенному в действие приказом Росстандарта от 15 декабря 2009 г. N 850-ст (М., "Стандартинформ", 2011);используется протокол обмена информацией между устройствами, входящими в АСУ ТП микропроцессорными устройствами релейной защиты и автоматики и прочими автономными системами подстанции "общие объектно-ориентированные события на подстанции" (GOOSE (Generic Object Oriented Substation Events) и MMS (Manufacturing Message Specification);обеспечивается самодиагностика с передачей сигналов оператору по выявленным отказам (предупредительная сигнализация);сбор данных и оперативный контроль SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition), включая измерения, сигналы состояния оборудования, аварийно-предупредительную сигнализацию, реализованы с использованием настраиваемых алгоритмов и с анализом качества исходных данных;обеспечивается дистанционное управление оборудованием или оборудованием и устройствами релейной защиты и автоматики подстанции на основе автоматизированных программ и (или) бланков переключений из одного или нескольких удаленных центров управления с реализацией логических блокировок | Интеллектуальная |
2. | отсутствует часть или все критерии, указанные в строке 1 настоящей таблицы и соответствующие описанию, приведенному в строке 1 настоящей таблицы | Автоматизированная |
N | АСТУ соответствует следующим критериям | Тип АСТУ |
1. | Отсутствует подключение к АСТУ (автономная работа АСУ ТП) | Отсутствует |
2. | Поддерживается информационная (цифровая) модель сети в соответствии с требованиями национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58651.1-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Основные положения", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1103-ст (М., "Стандартинформ", 2019 г.), и национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 58651.2-2019, "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Информационная модель электроэнергетики. Базисный профиль информационной модели", утвержденного и введенного в действие приказом Госстандарта от 12 ноября 2019 г. N 1104-ст (М., "Стандартинформ", 2019 г.).Поддерживаются функции сбора данных и оперативного контроля (SCADA), управления отключениями и аварийно-восстановительными работами (OMS/WFM), управления распределительными сетями (DMS) с использованием информационной (цифровой) модели сети с процессором топологии, в том числе:анализ последствий действий оперативного персонала с использованием встроенной имитационной модели, работающей по принципу "что-если";анализ рисков отказов в сети;виртуальные помощник и анализатор действий персонала (подсказчик);дистанционное управление оборудованием или оборудованием и устройствами релейной защиты и автоматики подстанции на основе автоматизированных программ переключений с программной (логической) оперативной блокировкой разъединителей и заземлителей;дистанционный ввод (отмена) графиков временного отключения потребления (далее - ГВО), а также ввод (отмена) ГВО по командам дистанционного управления, полученным из диспетчерских центров;дистанционное введение полного и (или) частичного ограничения (возобновления) режима потребления электрической энергии (управление нагрузкой) потребителей по основаниям, не связанным с применением ГВО;автоматическая поддержка заданных параметров качества электрической энергии;оптимизация режимов работы электрической сети, оборудования ПС по совокупности заданных критериев: снижения потерь в электрических сетях и обеспечения надежного электроснабжения в условиях обеспечения допустимости параметров режима сети и поддержания качества электроэнергии;автоматизированное формирование отчетности с анализом технологических нарушений и действий персонала | Интеллектуальная |
3. | Отсутствует часть или все критерии, соответствующие типу АСУ ТП "Интеллектуальная" | Автоматизированная |
а) в графе "Сроки представления:" слова "Не позднее 45 дней после отчетного периода" заменить словами "До 31 июля года, предшествующего плановому периоду (разделы 1 и 2); до 1 марта отчетного года (разделы 1 и 3); не позднее 45 дней после отчетного квартала (разделы 1 и 4)";
| Полное наименование субъекта электроэнергетики | |
| ИНН/КПП субъекта электроэнергетики | |
| Фамилия, имя, отчество (при наличии) руководителя | |
| Почтовый адрес субъекта электроэнергетики |
Раздел | Заполнен | Листов |
| Раздел 2. Годовой план технического перевооружения и реконструкции (далее - ТПиР) субъектов электроэнергетики | ||
| Раздел 3. Годовой скорректированный план ТПиР субъектов электроэнергетики | ||
| Раздел 4. Выполнение программ ТПиР субъектами электроэнергетики |
Подпись | Фамилия, имя, отчество (при наличии) | Должность | Телефон | Адрес электронной почты (при наличии) | Дата подписания |
Вносятся данные по мероприятиям технического перевооружения, реконструкции и модернизации основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей высшим классом напряжения 110 кВ и выше, влияющим на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния.
Для каждой турбины паровой (газовой, гидравлической), генератора (гидрогенератора), энергетического котла (котла-утилизатора), трансформатора (автотрансформатора) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтного выключателя классом напряжения 110 кВ и выше, синхронного компенсатора, шунтирующего реактора классом напряжения 110 кВ и выше, батареи статических конденсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, статического тиристорного компенсатора, преобразовательной установки классом напряжения 110 кВ и выше, системы (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше, линии электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше, планируемых к выполнению работ в рамках программы ТПиР, указываются:
влияние работ по проекту на обеспечение готовности к производству электрической и тепловой энергии и передаче электрической энергии (мощности) потребителям в предстоящий отопительный сезон (да/нет).";
| Раздел 3. | Годовой скорректированный план технического перевооружения и реконструкции субъектов электроэнергетики |
Вносятся скорректированные данные по мероприятиям технического перевооружения, реконструкции и модернизации основного технологического оборудования и линий электропередачи электрических станций и электрических сетей высшим классом напряжения 110 кВ и выше, влияющим на ИТС, рассчитанный в соответствии с методикой оценки технического состояния.
Для каждой турбины паровой (газовой, гидравлической), генератора (гидрогенератора), энергетического котла (котла-утилизатора), трансформатора (автотрансформатора) классом напряжения 110 кВ и выше, высоковольтного выключателя классом напряжения 110 кВ и выше, синхронного компенсатора, шунтирующего реактора классом напряжения 110 кВ и выше, батареи статических конденсаторов классом напряжения 110 кВ и выше, статического тиристорного компенсатора, преобразовательной установки классом напряжения 110 кВ и выше, системы (секции) шин (кроме КРУЭ) классом напряжения 110 кВ и выше, линии электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше (с указанием сегмента), планируемых к выполнению работ в рамках программы ТПиР, указываются: