Модернизация сспи что это

Комплексное техническое решение ССПИ, РАС и АИИС ТУЭ на подстанции 110 кВ «ГНС» Ставропольэнерго

Объект

Предпосылки и состояние работ

Работы на объекте ведутся в рамках реализации Программы модернизации ССПИ на ПС «Ново-Невинномысская», ПС «Восточная», ПС «Грачевская», ПС «Прикубанская», ПС «Западная», ПС «Заводская», ПС «Бекешевская», ПС «Суворовская», ПС «Белый Уголь», ПС «Боргустан», ПС «ГНС», ПС «Промкомплекс», ПС «Северная», ПС «Зеленокумская»», для нужд филиала ПАО «МРСК Северного Кавказа» — «Ставропольэнерго», решающей вопросы повышения эффективности оперативно-диспетчерского управления и замены морально и технически устаревшего оборудования.

На одном из модернизируемых объектов было принято решение внедрить комплекс нескольких систем (ССПИ, РАС и АИИС ТУЭ) на единой программно-аппаратной платформе. В качестве «пилотного» объекта была выбрана ПС 110 кВ «ГНС».

В 2014 году компанией ЭНПРО были выполнены проектные работы, осуществлена поставка и монтаж оборудования. В настоящее время система введена в постоянную эксплуатацию.

Назначение создаваемой системы

ССПИ (система сбора и передачи информации):

РАС (регистрация аварийных событий):

АИИС ТУЭ (автоматизированная информационно-измерительная система технического учёта электроэнергии):

Структура системы

Многофункциональные измерительные преобразователи SATEC EM133 и PM180, подключённые к измерительным обмоткам ТТ и ТН и оснащённые модулями ввода дискретных сигналов и релейных выходов предназначены для выполнения следующих функций:

Серверы КОТМИ 1 раз в секунду осуществляют сбор телемеханической информации с измерительных преобразователей SATEC EM133 и PM180 по протоколу МЭК 60870-5-104, её накопление, предоставление доступа к указанным данным диспетчерскому персоналу ЦЭС, а также передачу информации по протоколу МЭК 60870-5-104 в ЦУС «Ставропольэнерго», диспетчерские центры Северокавказского РДУ и Пятигорских ЭС.

Также серверы КОТМИ осуществляют передачу команд телеуправления на многофункциональные измерительные преобразователи по протоколу МЭК 60870-5-104, вводимых с АРМ диспетчерского персонала посредством графических форм отображения (мнемосхем).

Сервер ССПИ представляет собой промышленный компьютер Dell PowerEdge R220 с установленным на нём прикладным программным обеспечением SEDMAX. Сервер ССПИ осуществляет сбор с измерительных преобразователей по протоколу Modbus TCP следующей информации:

Вся собранная информация накапливается на сервере ССПИ с глубиной хранения не менее 3-х лет. Информация сервера ССПИ предоставляется персоналу ЦЭС Ставропольэнерго в визуализированном виде (таблицы, графики, мнемосхемы), в виде отчётных форм, файлов осциллограмм стандартного формата Comtrade.

Технологическая ЛВС системы представляет собой сеть стандарта Ethernet на базе существующего и вновь устанавливаемого оборудования. В качестве вновь устанавливаемого коммуникационного оборудования для построения технологической ЛВС применены коммутаторы CRS226-24G-2S+RM и R260GS производства MikroTik, оснащённые оптическими и медными портами Ethernet, а также маршрутизатор MikroTik RB2011UiAS-RM.

Для связи оборудования ССПИ, расположенного в ЦЭС Ставропольэнерго и ПС «ГНС» используются существующие проводные каналы связи ЦЭС Ставропольэнерго.

Для преобразования последовательных интерфейсов МИП EM133 в Ethernet применены конверторы интерфейсов Moxa Nport 5130.

В качестве источника сигналов точного времени для синхронизации оборудования ССПИ используется существующий сервер точного времени Центральных электрических сетей Ставропольэнерго. Маршрутизатор MikroTik RB2011UiAS-RM в ЦЭС Ставропольэнерго функционирует в режиме сервера NTP и принимает сигналы точного времени сервера точного времени ЦЭС протоколу NTP. Коммутатор MikroTik на ПС «ГНС», также функционирующий в режиме сервера NTP, в свою очередь синхронизирует время всех МИП PM180, осуществляющих осциллографирование аварийных событий, тем самым обеспечивая высокую точность синхронизации (до 2 мс). Синхронизация времени многофункциональных измерительных преобразователей SATEC PM133 осуществляется от сервера ССПИ по протоколу Modbus.

Программное обеспечение

Основную функцию сбора, накопления и отображения телемеханической информации (ТИ, ТС), а также передачу команд телеуправления осуществляет действующее ПО КОТМИ-2010, установленное на серверах КОТМИ и АРМ диспетчерского персонала ЦЭС Ставропольэнерго.

В качестве ПО верхнего уровня сервера ССПИ используется ПО SEDMAX.

Основные функции ПО SEDMAX: автоматический сбор с МИП, обработка и хранение данных о расходах электроэнергии, телемеханической информации, файлов осциллограмм, отображение полученной информации в удобном для анализа виде и передача собранных данных во внешние системы.

Функция сбора и накопления телемеханической информации ПО SEDMAX дублирует аналогичную функцию ПО КОТМИ с целью возможности предоставления указанной информации неоперативному персоналу ЦЭС Ставропольэнерго.

Доступ персонала ЦЭС к данным ССПИ осуществляется посредством WEB-интерфейса ПО SEDMAX (установка специализированного ПО на АРМ персонала не требуется). Доступ к файлам осциллограмм осуществляется по протоколу FTP.

Также ПО SEDMAX реализует следующий функционал диагностирования оборудования ССПИ:

Источник

VIII. Требования к развитию средств диспетчерского и технологического управления, систем противоаварийной и режимной автоматики, релейной защиты и автоматики

8.1. Принятые сокращения

8.2. При строительстве, реконструкции объектов электроэнергетики, предусмотренных схемой и программой развития ЕЭС России, рекомендуется обеспечить:

— наблюдаемость и управляемость режимов работы объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства;

— повышение надежности функционирования ЕЭС России путем создания (модернизации) систем противоаварийного и режимного управления.

8.3. Для повышения наблюдаемости и управляемости электрических станций, объектов, отнесенных к Единой национальной (общероссийской) электрической сети и распределительной электрической сети, генерирующими компаниями, ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК» и другими субъектами электроэнергетики планируется и реализуется модернизация ССПИ на объектах электроэнергетики.

По предварительным расчетам темпы модернизации в указанных энергетических компаниях в 2010 году составили (в % за год от общего числа объектов, которые должны быть модернизированы):

При условии сохранения существующих темпов модернизации в энергетических компаниях к 2017 году будет завершена модернизация ССПИ объектов электроэнергетики генерирующих компаний и будет близка к завершению в ОАО «ФСК ЕЭС».

Следует отметить, что модернизация ССПИ в генерирующих компаниях, ОАО «ФСК ЕЭС», ДЗО ОАО «Холдинг МРСК» и ряде других сетевых компаний осуществляется по разработанным программам модернизации. Однако ДЗО ОАО «Холдинг МРСК» следует ускорить темпы модернизации, а ОАО «РЖД» целесообразно разработать аналогичную программу в целях повышения темпов модернизации.

в части локальной противоаварийной автоматики:

Таблица 7.1. Планы по модернизации существующих или вводу в эксплуатацию новых локальных комплексов противоаварийной автоматики

— реконструкции системы противоаварийной автоматики в операционных зонах: филиалов ОАО «СО ЕЭС» Смоленское РДУ, Коми РДУ, Приморское РДУ, Новосибирское РДУ, Волгоградское РДУ, Ростовское РДУ, Астраханское РДУ, Кубанское РДУ, Ленинградское РДУ;

— развитие систем АРЧМ в Европейской части ЕЭС России с подключением ГЭС установленной мощностью более 100 МВт и энергоблоков ТЭС;

— выполнение мероприятий, обеспечивающих согласованную работу систем АРЧМ и автоматики управления мощностью ГЭС.

Таблица 7.2. Реализация проектов по развитию централизованных систем регулирования режима энергосистем по частоте и перетокам активной мощности

— создание программно-технических комплексов СМПР в ОАО «Концерн «Росэнергоатом» (Ленинградская АЭС, Кольская АЭС, Калининская АЭС, Смоленская АЭС, Курская АЭС, Ростовская АЭС, Нововоронежская АЭС, Белоярская АЭС), в ОЭС Сибири (до 15 подстанций ОАО «ФСК ЕЭС»), Краснодарской ТЭЦ, Киришской ГРЭС, Северо-Западной ТЭЦ, ТЭС УГМК, ПС 500 кВ Бугульма, ПС 500 кВ Кубанская;

— расширение существующих комплексов СМПР на ПС 750 кВ Ленинградская, ПС 1150 кВ Алтай, Саяно-Шушенской ГЭС;

— создание в ОАО «СО ЕЭС» программно-аппаратного комплексов оценки тяжести режима и мониторинга динамических свойств энергосистем на основе СМПР;

— создание программного комплекса ОАО «СО ЕЭС» для задач оперативно-диспетчерского управления «Навигатор»;

— внедрение системы мониторинга запаса устойчивости в операционных зонах всех ОДУ ОАО «СО ЕЭС»;

8.8. В перспективе до 2017 года на объектах электроэнергетики в ЕЭС России должно быть дополнительно установлено более 200 регистраторов.

8.9. При выполнении работ по вводу в эксплуатацию объектов электроэнергетики необходимо взаимодействие собственников объектов электроэнергетики в части создания и модернизации систем и устройств РЗА.

8.10. При создании (модернизации) РЗА, ССПИ и технологической связи, в том числе осуществляемом при строительстве (реконструкции) объектов по производству электрической энергии и объектов электросетевого хозяйства, включенных в настоящий документ, рекомендуется обеспечение следующих характеристик указанных систем технологического управления:

8.10.1. Общие требования к развитию устройств РЗА.

На электростанциях и подстанциях должны устанавливаться оборудование и устройства РЗА, имеющие сертификацию в соответствие с действующим законодательством Российской Федерации и допущенные к применению на объектах электроэнергетики в порядке, установленном субъектом электроэнергетики.

На объектах диспетчеризации системного оператора системы и устройства РЗА должны удовлетворять требованиям субъектов электроэнергетики, согласованным системным оператором.

Резервирование цепей напряжения устройств РЗА ЛЭП 500 кВ и выше должно обеспечиваться установкой двух трансформаторов напряжения на каждой из сторон линии.

Каждая защита, при наличии на выключателях двух электромагнитов отключения, должна действовать на отключение через оба электромагнита отключения.

РЗА должна обеспечивать выполнение своих функций при любом требующем ее работы событии и при независимом от исходного события отказе одного любого устройства РЗА. Должна исключаться возможность отказа системы РЗА по общей причине.

Вновь вводимые (модернизированные) устройства и комплексы РЗА должны предусматривать возможность задания не менее 2-х групп уставок. Перевод устройства с одной группы уставок на другие должен осуществляться как на самом устройстве, так и дистанционно.

При неисправности измерительных цепей тока и (или) напряжения устройство РЗА, в алгоритмах которого используются замеры тока и (или) напряжения, должно автоматически блокировать выполнение своих функций.

8.10.2. РЗА ЛЭП 110 кВ и выше.

На каждой стороне ЛЭП 330 кВ и выше должно устанавливаться не менее двух основных защит.

На каждой стороне ЛЭП три основные защиты должны устанавливаться:

— на ЛЭП 330 кВ и выше, отходящих от АЭС;

— на ЛЭП 330 кВ и выше, при КЗ на которых не обеспечивается принцип дальнего резервирования;

— на ЛЭП 330 кВ и выше, при КЗ на которых и отказе быстродействующих защит отключение КЗ с выдержкой времени ступенчатыми защитами приводит к нарушению устойчивости.

Для каждой защиты с абсолютной селективностью должен выделяться независимый канал связи от каналов связи других аналогичных защит.

На ЛЭП 330 кВ и выше должно предусматриваться ОАПВ, а на ЛЭП 220 кВ при обосновании необходимости. ОАПВ должно осуществляться при действии быстродействующих защит, однократно.

8.10.3. РЗА Автотрансформаторов (АТ), трансформаторов (Т) 220 кВ и выше.

На АТ и Т должны устанавливаться защиты от внутренних, внешних КЗ и недопустимых режимов работы.

Два комплекта дифференциальных защит должно устанавливаться на АТ (Т) 330 кВ и выше, а также на АТ 220 кВ мощностью 160 МВА и более.

На ошиновке 330 кВ АТ (Т) и выше должно предусматриваться две основные защиты.

Газовые реле АТ (Т) и струйные реле РПН АТ (Т) должны иметь по два контакта для каждой ступени.

8.10.4. РЗА ШР, УШР 330 кВ и выше.

На ШР, УШР должны устанавливаться защиты от внутренних КЗ и недопустимых режимов работы.

На ШР, УШР должны предусматриваться два комплекта быстродействующих защит от внутренних повреждений. В составе каждого комплекта должна быть продольная дифференциальная токовая защита и поперечная дифференциальная токовая защита. На УШР, в зависимости от его типа, кроме указанных защит должны устанавливаться защиты: обмотки управления, полупроводниковых преобразователей, компенсационной обмотки, промежуточного и заземляющего трансформаторов.

Цепи газовых реле ШР, УШР должны иметь автоматический контроль изоляции между жилами.

Защита ШР, УШР, подключенных к ЛЭП без выключателя, должна действовать на отключение ЛЭП с двух сторон с запретом АПВ.

8.10.5. РЗА систем (секций) шин 110 кВ и выше.

На каждой системе (секции) шин 330 кВ и выше должны устанавливаться по два комплекта ДЗШ.

Для двойной системы шин с одним выключателем на присоединение ДЗШ должна выполняться по схеме с фиксированным распределением присоединений. При этом в ДЗШ и УРОВ должна предусматриваться возможность изменения фиксации оперативных цепей и цепей тока при перефиксации присоединения(-ий) с одной системы шин на другую.

Выключатели присоединения должны входить в зону ДЗШ.

При наличии ТТ с двух сторон выключателя выключатель должен входить в зону действия ДЗШ и защиты присоединения.

Должна быть предусмотрена возможность выполнения АПВ шин. Не должно выполняться опробование шин от АТ (Т).

8.10.6. УРОВ 110 кВ и выше.

В УРОВ 110 220 кВ следует предусматривать возможность изменения фиксации цепей при переводе присоединения с одной системы шин на другую.

При наличии ТТ с одной стороны выключателя КЗ между ТТ и выключателем должно ликвидироваться действием УРОВ.

При действии защит на отключение ЛЭП и оборудования одновременно должен осуществляться пуск УРОВ.

8.10.7. Требования к каналам передачи аналоговых сигналов и команд управления для РЗ, ПА.

В качестве каналов телемеханики для устройств и комплексов РЗ, ПА, устанавливаемых на объектах электроэнергетики, могут быть использованы проводные (кабельные и воздушные, уплотненные и неуплотненные) каналы, высокочастотные каналы по ВЛ, радио- и радиорелейные каналы связи, ВОЛС.

Каналы передачи аварийных сигналов и команд ПА должны быть дублированными или резервироваться с переключением на альтернативный маршрут. Время распространения сигналов ПА по альтернативному маршруту должно быть не более времени прохождения сигналов по основному маршруту. В одном канале передачи сигналов и команд РЗ, ПА допускается совмещение передачи сигналов и команд РЗ, ПА, технологической телефонной связи и ТМ, если это предусмотрено конструктивным исполнением аппаратуры (комбинированная аппаратура). Технологическая связь и ТМ не должна оказывать влияние на надежность и скорость передачи сигналов и команд РЗ и ПА.

Аппаратура каналов передачи сигналов и команд РЗ, ПА должна:

— обеспечивать передачу сигналов и команд с задержкой не более 30 мс на одном тракте при всех видах КЗ на ЛЭП;

— исключать возможность формирования ложных сигналов и команд при всех видах помех (в том числе при коммутациях в сети выключателями и разъединителями), при производстве работ на смежных каналах РЗ, ПА или их повреждениях;

— обеспечивать коэффициент готовности по каждому направлению передачи не ниже 0,999;

— обеспечивать автоматический контроль исправности канала, действующий на сигнал и блокировку прохождения сигналов и команд с возможностью деблокировки оперативным персоналом.

Между каждым из низовых устройств ЦСПА и ПТК верхнего уровня ЦСПА должны быть организованы два независимых (основной и резервный) цифровых канала связи, проходящих по независимым трассам. Пропускная способность указанных каналов связи должна определяться проектом и составлять не менее 256 кБит/с.

8.10.8. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами ПА и РА.

Не допускается аппаратное совмещение в одном устройстве ПА функций АПНУ с другими функциями ПА.

Не допускается аппаратное совмещение основного и резервного устройств ПА.

В случае аппаратного совмещения в одном устройстве ПА нескольких функций ПА неисправность или отказ одной из функций не должны приводить к неправильному действию или отказу других функций и устройства ПА в целом.

Реализация УВ от устройств и комплексов ПА на ОГ, ОН, ДС, изменение топологии электрической сети должна осуществляться без использования технических средств АСУ ТП объекта электроэнергетики.

Реализация УВ от устройств и комплексов ПА на КРТ, ДРТ, АЗГ, ЭТ, ФВ, изменение режимов работы управляемых элементов электрической сети осуществляется через системы управления оборудованием объектов электроэнергетики (САУМ, ГРАМ, ГРАРМ и т.д.), в том числе через АСУ ТП.

Не допускается аппаратное совмещение устройств и комплексов ПА с техническими средствами АСУ ТП объекта электроэнергетики.

Вновь вводимые (модернизированные) устройства и комплексы ПА должны предусматривать возможность информационного обмена с АСУ ТП объекта электроэнергетики. Передача информации в АСУ ТП должна осуществляться с использованием стандартных протоколов обмена информации.

На ЛЭП 500 кВ и выше должны устанавливаться устройства АОПН. Отказ от установки устройств АОПН на ЛЭП 500 кВ и необходимость установки устройств АОПН на ЛЭП 330 кВ и ниже должны быть обоснованы расчетами.

На ЛЭП, входящих в сечения, по которым возможен асинхронный режим, должны устанавливаться устройства АЛАР.

На ЛЭП при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства КПР, АРПМ, АОПО, АЛАР неполнофазного режима.

На АТ при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства ФОТ, КПР, АОПО.

На устройствах поперечной компенсации реактивной мощности (ШР, УШР, БСК, СТК) должны устанавливаться устройства их автоматического отключения/включения от устройств АОСН и АОПН.

На генераторах ГЭС (ГАЭС) должны быть предусмотрены устройства ОГ, автоматического пуска гидрогенераторов, автоматической загрузки гидрогенераторов, автоматического перевода гидрогенератора из режима синхронного компенсатора в активный режим.

На электростанциях и подстанциях при необходимости (определяется проектными решениями) должны устанавливаться устройства и комплексы ЛАПНУ. Указанные устройства и комплексы должны предусматривать возможность работы в качестве низового устройства ЦСПА.

На ТЭС 25 МВт и выше должна быть предусмотрена ЧДА, действующая на выделение генераторов ТЭС на сбалансированную нагрузку или собственные нужды ТЭС.

На подстанциях и электростанциях, питающих местную нагрузку, должны устанавливаться устройства АЧР, ЧАПВ.

На электростанциях в зависимости от технических требований должны устанавливаться следующие устройства режимной автоматики:

— системы автоматического регулирования частоты и активной мощности генерирующих установок;

— системы группового регулирования активной мощности (ГРАМ) ГЭС;

— автоматические регуляторы возбуждения синхронных и асинхронизированных генераторов;

— групповые регуляторы напряжения и реактивной мощности (ГРНРМ) генерирующих установок.

На трансформаторах, автотрансформаторах должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения под нагрузкой.

На синхронных (асинхронизированных) компенсаторах, статических компенсаторах, управляемых шунтирующих реакторах должны быть установлены автоматические регуляторы напряжения.

На синхронных генераторах и синхронных (асинхронизированных) компенсаторах должны быть установлены устройства автоматического регулирования возбуждения (АРВ) и форсировки (УФ) возбуждения.

Для генераторов мощностью 100 МВт и более и для компенсаторов мощностью 100 Мвар и более следует устанавливать быстродействующие системы возбуждения с АРВ сильного действия или с АРВ, оснащенными системными стабилизаторами (АРВ с PSS).

8.10.9. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами СМПР.

СМПР в автоматическом режиме обеспечивает сбор и обработку в режиме реального времени векторных измерений параметров электроэнергетического режима, синхронизированных по времени с использованием глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС или GPS.

Все параметры должны иметь метки единого астрономического времени, присваиваемые с дискретностью 1 мсек.

СМПР объекта в зависимости от решаемых задач должна предусматривать передачу данных о параметрах электроэнергетического режима:

8.10.10. Требования по оснащению объектов электроэнергетики устройствами регистрации аварийных событий и процессов.

На электростанциях, транзитных подстанциях 110 кВ и выше должна быть обеспечена регистрация при технологических нарушениях в работе энергосистемы.

При регистрации технологических нарушений должна быть обеспечена запись аварийных событий и процессов в объеме, необходимом для проведения анализа причин возникновения, протекания и ликвидации технологического нарушения в работе ЕЭС России, оборудования и ЛЭП, функционирования систем и устройств релейной защиты и автоматики, оборудования и устройств системы оперативного постоянного тока.

Фиксация времени записи аварийных процессов и событий должна соответствовать точному времени с погрешностью не более 1 мс.

На электростанциях и подстанциях должен быть обеспечен сбор, хранение и передача данных записи аварийных процессов и событий субъектам электроэнергетики и в соответствующие диспетчерские центры.

8.10.11. Требования к вторичным цепям.

Во вторичных цепях должны быть установлены переключающие устройства (испытательные блоки, переключатели, накладки), обеспечивающие возможность вывода/ввода устройств РЗА для оперативного и технического обслуживания.

Устройство РЗА не должно ложно срабатывать при снятии и подаче питания на устройство, а также при возникновении неисправности в цепях оперативного тока.

После перерывов питания любой длительности устройство РЗА должно восстанавливать работоспособность с заданными уставками и алгоритмом функционирования за время не более 30 секунд с момента подачи питания.

8.10.12. Требования к передаче телеметрической информации с объектов электроэнергетики в диспетчерский центр (ДЦ) системного оператора:

8.10.12.1. Детализированный перечень сигналов и измеряемых величин по каждому объекту электроэнергетики, передаваемых в ДЦ, согласовывается с системным оператором.

8.10.12.2. Требования к точности измерений и параметрам передачи телеметрической информации:

— передача телеизмерений в ДЦ должна осуществляться в абсолютных значениях измеряемых величин;

— протоколы передачи телеметрической информации должны соответствовать рекомендациям Международной электротехнической комиссии и иметь статус Государственного стандарта Российской Федерации. Конкретный тип и реализация протокола должны быть согласованы с системным оператором;

— передача телеметрической информации в ДЦ должна осуществляться без промежуточной обработки (без ретрансляции на промежуточных пунктах);

— телеметрическая информация должна содержать метку точного времени, формируемую на энергообъекте, которая должна передаваться в режимах, протоколами передачи и формулярами их согласования;

— реализация информационного обмена между энергообъектом и ДЦ должна обеспечивать режим передачи телеметрической информации по изменению, периодическую передачу всего объема телеизмерений и телесигнализации по запросу от ДЦ, а также циклическую передачу заданного состава телеизмерений, телесигнализации с настраиваемым циклом передачи информации;

— передача по изменению должна выполняться при изменении параметра на величину, превышающую зону нечувствительности.

8.10.12.3. Требования по организации технологической связи между ДЦ и электростанцией, подстанцией и (или) центром управления сетями.

а) технические требования к технологической связи:

— технологическая сеть связи организована на базе цифровых систем передачи по двум независимым взаиморезервируемым каналам;

— для автоматизированных систем управления, в том числе для передачи телеметрической информации и диспетчерских команд, используются каналы технологической связи с коэффициентом готовности не менее 0,999 с учетом резервирования;

— для систем управления, работающих в автоматическом режиме без участия человека, технологическая связь имеет коэффициент готовности и время восстановления, устанавливаемые требованиями надежности работы этих систем;

— полоса пропускания технологической связи выбирается с условием обеспечения обмена информацией с необходимыми объемами и параметрами обмена, устанавливаемыми требованиями диспетчерской и технологической телефонной связи и систем оперативно-диспетчерского управления.

б) организация диспетчерской и технологической телефонной связи:

— диспетчеру ДЦ системного оператора по каждому направлению передачи команд и ведения оперативных переговоров и оперативному персоналу субъекта электроэнергетики предоставляется полнодоступная резервируемая услуга диспетчерской телефонной связи с возможностью занятия без набора номера основного и резервного телефонного канала в технологической сети связи; предоставляемые диспетчерские телефонные каналы в технологической сети связи субъекта электроэнергетики не заходят на промежуточные АТС. Допускается организация постоянного транзитного соединения каналов и кроссконнекция телефонных каналов в цифровых потоках, а также, в отдельных случаях по согласованию с системным оператором, приоритетное транзитное соединение диспетчерских телефонных каналов не более чем на одной промежуточной АТС;

— оконечным оборудованием диспетчерской телефонной связи являются устройства, обеспечивающие связь без набора номера, при этом осуществляющие запись диспетчерских переговоров с сохранением записей в соответствии с установленным порядком;

— при организации диспетчерской телефонной связи применяются автоматические телефонные станции, сертифицированные для применения в диспетчерской телефонной связи электроэнергетики;

— телефонная связь другого назначения (производственная, технологическая) организовывается как по каналам диспетчерской телефонной связи с приоритетом диспетчера, так и по каналам взаимоувязанных технологических сетей связи, а также по сети связи общего пользования;

— в случае потери диспетчерской телефонной связи предусмотрена возможность использования диспетчером системного оператора и оперативным персоналом субъекта электроэнергетики производственно-технологической телефонной связи с возможностью выхода на телефонную сеть общего пользования и на другие ведомственные телефонные сети путем набора номера.

Источник