VII. Автоматизация технологических процессов

111. Проектом ТЭС должна предусматриваться АСУ ТП, обеспечивающая выполнение следующих основных функций:

контроля режима работы оборудования и устройств;

резервирования элементов в составе АСУ ТП;

функций обеспечения кибербезопасности;

регистрации событий, действий операторов и результатов измерений;

сигнализации;

сбора, передачи и визуализации информации;

архивирования данных;

самодиагностики состояния АСУ ТП;

вычисления, дистанционного управления электросетевым оборудованием и устройствами (функциями) релейной защиты и автоматики ТЭС и активной мощностью ТЭС, осуществляемого оперативным персоналом ТЭС и диспетчерским персоналом ДЦ, автоматического регулирования, автоматического дискретного управления и защиты технологических объектов управления, а также связь.

Также должна быть обеспечена передача или прием управляющих воздействий режимной и (или) противоаварийной автоматики, необходимой для управления электроэнергетическим режимом энергосистемы.

Проектирование АСУ ТП должно выполняться с учетом требований Закона N 187-ФЗ, а также нормативных правовых актов, требований, регулирующих сферу технологического присоединения ТЭС к электрическим и тепловым сетям (для ТЭС с отпуском тепловой энергии) и требований к составу и функциям подсистем АСУ ТП, установленных в задании на проектирование, утвержденном заказчиком строительства.

112. Обязательный объем технологической сигнализации, автоматического регулирования, технологических защит и блокировок для АСУ ТП определяется технической документацией изготовителя оборудования, которым управляет АСУ ТП.

Дополнительный объем сигнализации, данных для контроля, автоматического регулирования, технологических защит и связи определяется в целях минимизации влияния человека на технологические процессы и обеспечение надежности и безопасности работы оборудования и ТЭС в целом.

113. Объем автоматического дискретного управления должен решать задачи автоматизации технологических процессов при пуске или останове блоков (агрегатов), в том числе при их автоматическом переводе из работы в резерв и из резерва в работу.

114. Для электростанций основными постами управления являются:

центральный щит (ЦЩУ) или главный щит управления (ГЩУ);

групповые щиты управления (ГрЩУ);

блочные щиты управления (БЩУ);

местные щиты управления (ЩУ).

Допускается объединять центральный щит (ЦЩУ) или главный щит управления (ГЩУ) с блочными щитами управления (БЩУ) или групповыми щитами управления (ГрЩУ).

115. Проектной документацией должна предусматриваться приоритетность управления технологическими процессами с ЦЩУ (ГЩУ), в том числе элементами связи электростанции с энергосистемой, генераторами и элементами главной схемы электрических соединений, с учетом пунктов 91 - 94 Методических указаний.

Все локальные системы автоматического управления электростанции должны быть интегрированы в общестанционную АСУ ТП с возможностью управления ими с ЦЩУ (ГЩУ).

116. ГрЩУ должны обеспечивать возможность управления совокупностью оборудования одного или группы блоков в случае передачи прав управления на них с ЦЩУ.

БЩУ должны обеспечивать возможность управления совокупностью оборудования одного блока в случае передачи прав управления на них с ЦЩУ или ГрЩУ.

117. Оснащенность, компоновка, размещение щитов управления определяются с учетом удобства управления и гарантированного доступа оперативного персонала станции к любой информации АСУ с каждого из организованных на щите рабочих мест.

118. Местные ЩУ должны предусматриваться для проведения ремонтных, наладочных работ, использования в нештатных ситуациях и размещаться в непосредственной близости к объекту управления с учетом сохранения приоритетов и иерархии управления ЦЩУ (ГЩУ) и БЩУ (ГрЩУ).

При этом в случае возможности управления оборудованием из нескольких мест, необходимо на местных щитах управления предусматривать переключающее устройство (ключ) "местное/дистанционное". При переводе ключа в положение "местное" управление с других мест должно блокироваться.

119. Системы управления технологических защит, действующие на останов и снижение нагрузки основного оборудования энергоблока, котла и турбины, должны реализовываться в контроллерах повышенной надежности, обеспечивающих резервирование ввода, обработки информации и формирование управляющих воздействий. Система резервирования должна обеспечивать возможность "горячей" замены отказавших компонентов без нарушения работы управляемого оборудования.

120. Дублирование средств измерений и измерительных каналов в составе АСУ применяется для наиболее ответственных технологических параметров. Алгоритм дублирования должен обеспечивать выявление и исключение некорректных измеренных данных из процессов технологического управления без негативного влияния на эти процессы.

121. В местах размещения щитов управления АСУ ТП, шкафов управления и средств вычислительной техники, средств измерений и автоматики в составе АСУ ТП должны соблюдаться условия эксплуатации, установленные технической документацией изготовителя.

122. Для обобщения информации о технологических процессах и для повышения оперативности реагирования персонала на средства сигнализации (аварии), щиты управления должны предусматривать экраны коллективного пользования (ЭКП).

123. При реализации функций СОТИАССО на базе проектируемой АСУ ТП, соответствующий функционал АСУ ТП должен удовлетворять требованиям пункта 10 настоящих Методических указаний.

123(1). При проектировании АСУ ТП ТЭС должны быть предусмотрены технические решения, обеспечивающие выполнение средствами и системами автоматизированного управления ТЭС следующих функций:

дистанционное управление электросетевым оборудованием и устройствами (функциями) РЗА ТЭС из ДЦ в соответствии с требованиями разделов 3 - 7 национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 59948-2021 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Дистанционное управление. Требования к управлению электросетевым оборудованием и устройствами релейной защиты и автоматики", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 27.12.2021 N 1863-ст (М., Стандартинформ, 2022), и приложений А и Б к указанному национальному стандарту;

дистанционное управление активной мощностью ТЭС путем доведения до автоматизированных систем управления технологическими процессами или систем управления активной мощностью ТЭС или доведения до указанных систем управления и реализации плановых диспетчерских графиков и команд на изменение заданий плановой мощности в соответствии с требованиями разделов 3 - 8 национального стандарта Российской Федерации ГОСТ Р 71529-2024 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Оперативно-диспетчерское управление. Дистанционное управление. Требования к дистанционному управлению активной мощностью генерирующего оборудования тепловых электростанций из диспетчерских центров посредством доведения плановых диспетчерских графиков", утвержденного и введенного в действие приказом Росстандарта от 29.07.2024 N 977-ст (М., Российский институт стандартизации, 2024), и приложения А к указанному национальному стандарту.

123(2). Для осуществления функций дистанционного управления электросетевым оборудованием и устройствами РЗА ТЭС при проектировании АСУ ТП должны быть предусмотрены:

алгоритмы приема команд дистанционного управления оборудованием и устройствами ТЭС;

распределение функций и прав дистанционного управления между оперативным персоналом ТЭС и диспетчерским персоналом ДЦ исходя из положения ключа дистанционного управления и ключей выбора режима управления присоединениями (ключ дистанционного управления должен быть реализован в АСУ ТП программными средствами);

фиксация сигналов, связанных с дистанционным управлением, с метками времени и указанием источника команд.

При разработке технических решений, обеспечивающих местное и дистанционное управление оборудованием ТЭС, должны быть предусмотрены программные (логические) и (или) аппаратные блокировки, исключающие одновременное управление из разных источников, а также реализована логика технологических блокировок от некорректного положения разъединителей, неполнофазного режима и от несинхронного включения.

123(3). Для обеспечения возможности выполнения средствами АСУ ТП функций автоматического управления оборудованием и устройствами ТЭС с использованием автоматизированных программ (бланков) переключений при проектировании АСУ ТП должна предусматриваться возможность перехода от режима автоматического управления в режим автоматизированного управления по инициативе оперативного персонала ТЭС или диспетчерского персонала ДЦ либо автоматически при диагностике неисправности оборудования.

123(4). Объем и состав информации, передаваемой посредством СОТИАССО в ДЦ с целью обеспечения функций оперативно-диспетчерского управления в электроэнергетике, технические решения по передаче информации в ДЦ и передаче команд дистанционного управления из ДЦ, включая протоколы, методы, режимы передачи данных, схемы резервирования, замещения данных, должны определяться с соблюдением требований раздела III Правил технологического функционирования электроэнергетических систем и должны быть согласованы с ДЦ.