Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе (2007) - файл 1.doc


Положение о технической политике в распределительном электросетевом комплексе (2007)
скачать (695 kb.)

Доступные файлы (1):

1.doc695kb.15.11.2011 20:21скачать

содержание
Загрузка...

1.doc

1   2   3   4   5   6   7
Реклама MarketGid:
Загрузка...
применять:

- в действующих сетях плавно регулируемые дугогасящие
реакторы с автоматическими регуляторами настройки
компенсации;


- во вновь строящихся сетях плавно регулируемые дугогасящие
реакторы с автоматическими регуляторами настройки
компенсации, а также резистивное заземление нейтрали.


2.6.6. Диагностика кабельных линий

1) В кабельных сетях следует перейти от разрушающих методов
испытаний к неразрушающим методам диагностики состояния изоляции
кабеля с прогнозированием состояния изоляции кабелей.

Основным методом неразрушаюшего контроля следует считать контроль зависимости тока утечки от времени и напряжения.

2) Для решения проблемы защиты от однофазных замыканий на
землю на новом техническом уровне необходимо применять:

- устройства и систему автоматизированного контроля изоляции и
технической диагностики;

- мониторинг перенапряжений в кабельных сетях и состояния
изоляции КЛ, работы защитных и коммутационных аппаратов.

2.6.7. Требования к технологиям прокладки кабельных линий
Проведение работ в соответствии с требованиями Правил и норм

прокладки силовых кабелей на основании инженерных изысканий грунтов и условий прокладки трассы.

2.6.8. Ограничения по применению технологий и оборудования

При новом строительстве, расширении, реконструкции и техническом перевооружении сетевых объектов РСК запрещаются к применению на КЛ:

все типы силовых кабелей исполнения« иг», не удовлетворяющие современным требованиям по показателям пожарной безопасности и содержанию больших концентраций токсичных продуктов горения;

- силовые кабели с бумажно-масляной изоляцией и заполнением натуральными органическими маслами, в том числе, в алюминиевой оболочке.

2.7. Устройства релейной защиты и автоматики

^ Устойчивая работа сетей РСК, снижение ущербов при повреждении электрооборудования и от недоотпуска электроэнергии потребителям при возникновении аварий, в значительной степени определяется надежной работой систем релейной защиты и автоматики (РЗА).

^ Используемые в настоящее время принципы построения и выполнения систем РЗА, показали их достаточную эффективность и надежность. Это подтверждается стабильно высоким и неизменным процентом правильной работы устройств РЗА.

Однако большинство существующих систем РЗА выполнены с использованием электромеханической и полупроводниковой элементной базы и введены в работу в проитом столетии. Устройства физически и морально устарели, не удовлетворяют современным требованиям, а поддержание их в работоспособном состоянии приводит к увеличению затрат.

2.7.1. Техническая политика в области релейной защиты и автоматики

Основные задачи совершенствования и развития систем устройств РЗА:

  1. поддержание в работоспособном состоянии существующих
    систем и устройств РЗА;

  2. обеспечение замены физически устаревших систем и
    отдельных устройств РЗА, дальнейшая эксплуатация которых
    невозможна;

3) создание систем РЗА, отвечающих современным требованиям.
Решение первой задачи определено действующими Правилами и

нормами обслуживания устройств РЗА, в которых также отражены условия продления срока службы эксплуатируемых устройств.


42

43

Решение второй задачи направлено на выявление реального состояния устройств РЗА на основе выявленных дефектов при проведении профилактических и послеаварийных проверок.

Решение третьей задачи определяется в программах развития сетей РСК.

2.7.2. Основные функции устройств релейной защиты и
автоматики в сетях 6-110 кВ


- селективное отключение короткого замыкания с минимально
возможным временем в целях сохранения устойчивой бесперебойной
работы неповрежденной части сети и ограничения области и степени
повреждения;

автоматическое повторное „включение элементов коммутационными аппаратами после их отключения устройствами РЗА;

- автоматический ввод резервного питания с предварительным
автоматическим выделением резервируемых участков сети;

- автоматическая частотная развязка, включение питания
отключенных потребителей при восстановлении частоты и
автоматическое ограничение снижения напряжения;

- дистанционное определение мест повреждения:

№ межфазных коротких замыканий в сетях 6-110 кВ;

№ однофазных коротких замыканий на землю в сетях 110 кВ;

№ однофазных замыканий на землю в сетях 6-35 кВ.

2.7.3. Основные требования к новым системам и аппаратам
релейной защиты и автоматики

1) Новые системы и аппараты РЗА должны обеспечивать:

  • снижение времени отключения токов короткого замыкания на
    основе повышения быстродействия устройств релейной защиты;

  • выявление повреждений элементов сети на ранних стадиях их
    возникновения путем повышения чувствительности устройств РЗА;

сокращение времени принятия решений диспетчерским персоналом в аварийных ситуациях посредством полноты информации и оперативности ее предоставления;

  • доступность для удаленного обращения с рабочего места
    эксплуатационного персонала через каналы связи;

  • повышение надежности функционирования устройств РЗА в
    результате применения:

№ встроенной в устройства непрерывной диагностики; № цифровых каналов связи, включая волоконно-оптические; № дублированных каналов связи для передачи аварийных сигналов и команд.


  1. Выполнение перечисленных выше требований в наибольшей
    степени может быть обеспечено внедрением устройств РЗА с
    использованием микропроцессорной элементной базы.

  2. Для более широкого применения микропроцессорных устройств
    РЗА необходимо разработать и реализовать:




  • концепцию развития систем РЗА, учитывающей все преимущества
    микропроцессорной техники;

  • типовые проектные решения по применению микропроцессорных
    устройств РЗА различных производителей;




  • методические указания по расчету и выбору параметров
    срабатывания систем РЗА различных производителей.

  • мероприятия, обеспечивающие создание электромагнитной
    обстановки, гарантирующей нормальное функционирование систем РЗА.

4) Устройства микропроцессорной защиты должны быть
децентрализованными на уровне одного присоединения (линии,
трансформатора и др.).

5) Как перспективное направление развития техники
микропроцессорной РЗА следует рассматривать обмен данными по
протоколу МЭК 61850 между устройствами РЗА, устройствами
микропроцессорной РЗА и цифровыми трансформаторами тока и
напряжения, устройствами РЗА и исполнительными аппаратами.

6) В новых устройствах защиты необходимо предусматривать:

- дублирование комплектов защиты для ответственных объектов;

современные датчики тока и напряжения, датчики неэлектрических параметров , характеризующие физическое состояние объекта;

- применение в обоснованных случаях автономного питания
микропроцессорных устройств РЗА от трансформаторов тока и
напряжения.

2.7.4. Селективная защита от однофазного замыкания на землю в сетях 6-35 кВ

1) Устройства защиты от однофазных замыканий на землю должны обеспечивать:

- фиксацию устойчивых повреждений и дуговых прерывистых
повреждений, включая перемежающиеся замыкания;

фиксацию кратковременных самоустраняющихся пробоев изоляции в сетях с изолированной нейтралью и компенсацией емкостного тока, с высокоомным заземлением нейтрали;

- фиксацию металлических, длительных и кратковременных
самоустраняющихся дуговых замыканий на землю;


44

45

- селективность действия;

-отключение (как правило) с минимальной выдержкой времени.

  1. Работа устройств защиты от однофазных замыканий на землю не
    должна зависеть от режимов работы сети.

  2. Определение места однофазных замыканий на землю на ВЛ 6-20 кВ
    рекомендуется проводить с использованием мобильных ( переносных)
    устройств направленного действия с исключением метода поочередного
    отключения линий.

2.7.5. Схемы и системы питания вторичных цепей

1) Организация питания вторичных цепей и систем связи должна
обеспечить питание новых видов электрооборудования, устройств систем
управления технологическими процессами и систем РЗА.

2) Питание оперативным током вторичных цепей каждого
присоединения должна осуществляться через отдельные предохранители
или автоматические выключатели.

Питание оперативным током цепей РЗА и управления выключателями каждого присоединения предусматривается через отдельные автоматические выключатели или предохранители, не связанные с другими цепями ( предупредительная сигнализация, электромагнитная блокировка и др.).

3) Формирование системы питания переменного тока должно
предусматривать:

- организацию не менее 2-х секций 0,22/0,4 кВ для питания
потребителей собственных нужд объекта;

-установку не менее 2-х трансформаторов собственных нужд с питанием от различных источников, включая независимый источник внешнего электроснабжения.

4) Формирование сети оперативного постоянного тока должно
отвечать следующим основным требованиям:

  • расчетная длительность разряда аккумуляторной батареи должна
    обеспечивать работоспособность устройств РЗА в течение времени,
    необходимого для прибытия персонала на подстанцию, выявления им
    неисправности и принятия мер по восстановлению нормального режима
    работы;

  • обеспечение питания вторичных систем от зарядных устройств,
    если произойдет отключение аккумуляторной батареи;

  • электромагнитная совместимость с объектами питания;

  • автоматический поиск « земли» в сети постоянного оперативного
    тока без отключения присоединений, отходящих от щита постоянного тока;

46

время ликвидации коротких замыканий в сети постоянного оперативного тока меньше допустимого перерыва питания микропроцессорных устройств защиты.

^ 2.8. Автоматизированные системы управления сетевыми объектами РСК

Техническая политика в области автоматизации сетевых объектов должна быть направлена на:

- повышение эффективности функционирования и управления всего
технологического комплекса сетей РСК;


обеспечение требуемых качественных показателей электроэнергии и уровня обслуживания участников рынка при решении задач распределения энергии;

- снижение ущерба от аварий, сокращение сроков ликвидации аварий;

- создание информационной основы для построения системы
управления АСУ РСК и интеграции АСУ РСК с АСТУ ОАО «ФСК ЕЭС» и
^ АСДУОАО «СО-ЦДУ ЕЭС».

2.8.1. Основные задачи технической политики

- комплексная автоматизация основных бизнес-процессов, в том
числе, оперативно-технологического и производственно-технического
управления процессами эксплуатации и развития распределительного
электросетевого комплекса, финансово-экономического и
хозяйственного управления;

участие подразделений РСК в оперативно-диспетчерском управлении режимами функционирования распределительного электросетевого комплекса ( совместно с подразделениями ОАО « СО-ЦДУ ЕЭС» и ОАО «ФСК ЕЭС»);

- получение достоверной текущей технологической информации,
необходимой для комплексной автоматизации деятельности РСК;

- обеспечение повышения управляемости распределительным
электросетевым комплексом за счет централизации и систематизации
всей имеющейся информации, а также предоставления оперативного
доступа к ней менеджерам высшего и среднего звена.

2.8.2. Базовые принципы автоматизации
Автоматизированные системы управления сетевыми объектами

РСК ( АСУ РСК) - иерархическая интегрированная система, в состав которой должен войти ряд автоматизированных систем, важнейшими из которых являются АСУТП подстанций, АСДТУ и АИИС КУЭЭ, реализуемая на принципах:

- открытости стандартов (МЭК 61850, 61970, 61968);

47

  • единой информационной модели электрической сети;

  • единой системы классификации и кодирования сетевых объектов;

  • единой платформы интеграции и единой информационной среды;

открытой масштабируемой архитектуры и

много платформенности.

2.8.3. Автоматизированная система технологического управления

1) Автоматизированная система управления технологическими
процессами (АСТУ) в сетях РСК на основе применения современных
телемеханических комплексов на базе микропроцессорных
контроллеров, подключаемых непосредственно к вторичным цепям
трансформаторов тока и напряжения, должна обеспечить:

  • управление присоединениями с использованием устройств
    телеуправления и выполнение переключений при выделении
    поврежденных участков сети из работы;

  • измерения и регистрацию режимных и технологических
    параметров;

- мониторинг и диагностику состояния оборудования в нормальных
и аварийных режимах;

автоматизацию технологических процессов основного и вспомогательного оборудования.

2) АСТУ должна строиться на основе АСУ технологических
процессов подстанций 35-220 кВ и телемеханизации сетевых объектов 6-
20 кВ.

3) Основные задачи в области применения АСТУ:

- наблюдаемость режимов сетевых объектов РСК средствами
телемеханики и системами технологического управления, позволяющими
эффективно отслеживать состояния сети в режиме реального времени;

- мониторинг текущего состояния и режимов работы оборудования;

- эффективное взаимодействие организаций, участвующих в
управлении электрическими сетями, функционировании оптового
(розничного) рынка электроэнергии (мощности) в едином
информационном пространстве;

- интеграция в АСУ технологических процессов РСК:
№ РЗА и противоаварийной автоматики;

. средств контроля и диагностики состояния основного оборудования сетевых объектов 6-20 кВ;

№ систем измерения, контроля и учета электроэнергии.

4) Основные требования к построению АСТУ:

- модульный принцип построения технических и программных
средств, прикладного и технологического программного обеспечения;


  • открытость архитектуры комплекса технических средств и
    программного обеспечения;

  • не зависимость выполнения функций контроля и управления
    сетевым объектом от состояния других компонентов системы.

2.8.4. Автоматизированные системы диспетчерско-

технологического управления

1) АСУ РСК должна объединять функции диспетчерского,
производственно-технического и организационно-экономического
управления.

2) Автоматизированные системы диспетчерско-технологического
управления (АСДТУ) должно содержать функциональные блоки:

  • оперативного диспетчерско-технологического управления;

  • сбора и передачи информации;

мониторинга состояния и диагностики оборудования в нормальных и аварийных режимах.

3) Подсистема сбора и передачи информации должна обеспечивать
надежное функционирование системы АСДТУ при передаче первичной
информации:

  • с объектов электрических сетей всех классов напряжений на
    диспетчерские пункты предприятий и районов электрических сетей;

  • с подстанций напряжением 110-220 кВ на диспетчерские пункты
    филиалов ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» в соответствии с перечнем
    распределения оборудования и ВЛ по способу диспетчерского
    управления.

Первичной информацией является:

- электрические режимные параметры первичного оборудования
подстанций 35-110/6-20; 6-20/0,4 кВ мощностью более 250 кВА и
распределительных пунктов 6-20 кВ;

- положение анцапф устройств регулирования напряжения на
силовых трансформаторах подстанций 35-110-220 кВ;

- положение заземляющих ножей линейных разъединителей на ВЛ
35-110-220 кВ;

состояние (положение) коммутационных аппаратов на подстанциях, пунктах секционирования и автоматического включения резерва, распределительных и соединительных пунктах;

- результаты цифровой обработки осциллограмм аварийных
режимов на контролируемых присоединениях;

- состояние устройств РЗА и противоаварийной автоматики в
нормальных и аварийных режимах работы электрической сети;

- показатели качества электроэнергии;


48

49

- результаты технического и коммерческого учета электроэнергии;

- другая дополнительная информация о состоянии инженерных
систем сетевого объекта.

Объем сбора и передачи информации с подстанций 35-220 кВ для АСДТУ определяется при проектировании сетевых объектов с учетом дополнительных технологических и других параметров.

4) Для оперативного контроля и управления сетевыми объектами 6-
10 кВ должно быть предусмотрено:

  • телеуправление выключателями 6-20 кВ;

  • телесигнализация положения выключателей 6-20 кВ, в том числе,
    об аварийном отключении выключателей;

  • телесигнализация «земли» в сети и других неисправностей (сигнал
    о неисправности во вторичных цепях и др.);

  • охранная сигнализация для распределительных пунктов 6-20 кВ и
    закрытых подстанций;

  • телеизмерения тока и напряжения, интегральные телеизмерения
    для технического учета электроэнергии;

  • пожарная сигнализация и другие дополнительные параметры.

5) Подсистема диспетчерско-технологического управления должна
включать:

  • контроль состояния сетевых объектов;

  • анализ оперативной обстановки на объектах РСК с диспетчерских
    пунктов управления РЭС, ПЭС и центров управления сетей (ЦУС);

организацию оперативных действий по локализации технологических нарушений и восстановление режимов сетевых объектов;

- формирование расчетной модели сетей РСК, расчет режимов;

- контроль и выбор режимов сети с минимальными потерями
электроэнергии;

организацию оперативного обслуживания подстанций, производства оперативных переключений, режимное и схемное обеспечение безопасного производства ремонтно-эксплуатационных работ в сетях;

- использование в работе системы советчика диспетчера по
схемным и режимным вопросам;

мониторинг сигналов от охранных систем и систем видеонаблюдения на подстанциях 35-220 кВ;

- контроль объектов без постоянного обслуживающего персонала с
возможностью управления из Центров диспетчерского управления РСК.

Построение оперативно-диспетчерского управления должно осуществляться по иерархическому принципу.

^ 6) АСДТУ должна содействовать техническому обслуживанию
и ремонту оборудования в электрических сетях на основе:


- автоматизированного рассмотрения заявок на« ввод-вывод» в
ремонт электрооборудования сетей РСК и выдачи бланков переключения;

- ведения справочной системы диспетчерской документации, в том
числе, хранения, поиска и отображения документов.

7) В системах АСДТУ необходимо использовать современные
средства отображения информации о состоянии сетевых объектов.

8) Комплекс программно-технических средств ^ АСДТУ РЭС (ПЭС
или ЦУС РСК) должен обеспечивать:

  • сбор первичной информации по параметрам технологических
    процессов и состоянию сетевого электрооборудования с привязкой по
    времени в соответствии с условиями и требованиями задач
    технологического управления;

  • обработку информации с целью предоставления оперативному и
    другому персоналу оперативной, учетной и аналитической информации в
    текстовой, видеографической и аудио формах согласно алгоритмам и
    сценариям задач технологического управления;

  • хранение и архивирование информационных массивов первичной,
    результирующей, нормативно-справочной и другой информации в
    интересах текущих процессов реального времени, а также для
    последующего использования при анализе событий;

передачу управляющих воздействий на сетевое электрооборудование и системы автоматики;

- организацию информационного взаимодействия с системами
верхнего уровня.

9) Основные требования к комплексу программно-технических
средств:

применение информационных технологий, отвечающих международным стандартам, с открытой масштабируемой архитектурой;

- архитектурная и интерфейсная совместимость, обеспечивающая
сопряжение и функциональную работоспособность с обеспечением
требований информационной безопасности;

- развитые графические возможности и объемы хранения
информации для взаимодействия с управляющим персоналом и
системами верхнего уровня;

коммуникационные средства, обеспечивающие передачу информации между вычислительными средствами и другими устройствами, должны быть выполнены в соответствии с требованиями функционирования систем автоматизации сетей РСК.


50

51

10) Для сбора информации, ее обработки, хранения и передачи данных о состоянии коммутационного оборудования и режимных параметрах другого первичного оборудования должны использоваться микропроцессорные контроллеры, поддерживающие стандартные протоколы информационного обмена.

2.8.5. Информационно-измерительные системы коммерческого учета электроэнергии

1) Целью технической политики в области коммерческого учета
электроэнергии ( мощности) является повышение точности и
достоверности измерения получаемой на оптовом рынке электроэнергии
(мощности) (в том числе, реактивной составляющей) (АИИС КУЭ
оптового рынка) и отпуску ее-потребителям розничного рынка (АИИС
КУЭ розничного рынка), что определяет круг основных задач:

  • определение технико-экономических показателей работы РСК;

  • определение и мониторинг потерь электроэнергии в сетях РСК;

  • предоставление администратору торговой сети и энергосбытовым
    организациям данных по учету электроэнергии ( мощности) на
    присоединениях подстанций РСК;

- расчет электроэнергии с контрагентами за услуги по доставке
электроэнергии (мощности) по сетям РСК.

2) Достижение указанной цели и реализация задач обеспечивается:

- созданием в РСК единой системы учёта электроэнергии,
отвечающей требованиям нормативной базы оптового и розничного
рынков электроэнергии, «Норм технологического проектирования
подстанций», утвержденных Приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2006
№ 187 и Закона РФ «О единстве измерений»;

- автоматизацией расчета потерь электроэнергии в сетях РСК на
всех уровнях технологического управления;

применением передовых методов и средств измерения электрических величин и их обработки, в том числе, установкой на отходящих присоединениях интегральных счетчиков электроэнергии с цифровыми интерфейсами;

  • заменой существующих трансформаторов тока и напряжения на
    трансформаторы с более высоким классом точности;

  • приведение нагрузки трансформаторов тока и напряжения до
    уровня номинальных значений.

3) В состав единой системы учёта электроэнергии в РСК должны
входить:

- микропроцессорные счетчики электроэнергии с формированием
профиля мощности, обеспечивающие выдачу информации в цифровом
виде;

- устройства сбора и передачи данных от счетчиков, ее накопление,
первичная обработка и хранение, а также передача информации по
каналам связи в центр сбора и обработки информации;

- допускается применение электросчетчиков, установленных на
сетевых объектах РСК, находящихся в собственности субъектов
оптового или розничного рынков, при безусловном их соответствии
техническим требованиям оптового и розничного рынков
электроэнергии, «Нормам технологического проектирования
подстанций»;

для обеспечения энергетической безопасности счетчики, находящиеся в собственности субъектов оптового или розничного рынков, должны быть переданы на техническое обслуживание персоналу РСК или уполномоченной РСК организации.

4) Основные принципы создания и развития АИИС КУЭ:

иерархический принцип формирования территориально распределенной системы с централизованным управлением и информационно-вычислительным комплексом в РСК;

- автоматизация учета электроэнергии подстанций на отходящих
присоединениях, а также расчетов баланса электроэнергии по уровням
напряжения подстанции, распределительного пункта и сети в целом;

- АИИС КУЭ подстанций, как правило, должна быть интегрирована
с АСТУ РСК;

- АИИС КУЭ должна быть внесена в Государственный реестр
технических средств измерений как единичное средство измерений;

- система учёта электроэнергии в РСК должна обеспечивать:

№ выполнение оперативных расчетов балансов и потерь электроэнергии для различных интервалов времени (час, сутки, месяц, квартал, год) на всех уровнях обработки информации;

обмен данными коммерческого учета с субъектами рынка электроэнергии ( НП « АТС», ОАО « ФСК ЕЭС», ОАО « СО-ЦДУ ЕЭС», сбытовые компании, генерирующие компании, потребители), с которыми у РСК в соответствии с регламентами работы рынка есть соглашения об информационном обмене.

2.8.6. Сети связи в распределительных электрических сетях

  1. Функционирование АСУ РСК обеспечивается сетями связи РСК.
    Сети связи должны формироваться как составная часть Единой
    технологической сети связи электроэнергетики, создаваемой на основе
    Решения Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 16.09.2002 № 649.

  2. Основные задачи сетей связи РСК:

- расширение набора предоставляемых услуг корпоративной и
технологической связи;

  • обеспечение сетевой информационной безопасности и работы в
    чрезвычайных ситуациях;

  • повышение живучести и надежности функционирования сети в
    целях управления нормальными и аварийными режимами;

  • передача всех видов информации по единой транспортной среде;

- возможность предоставления широкого набора современных
услуг связи и создания новых информационных услуг;

-возможность интеграции сетей связи с сетями других ведомств, заинтересованных в создании сетей связи на базе инфраструктуры электроэнергетики.

3) В период до 2015 года телекоммуникации (включая сети связи
РСК) должны сохранить основные тенденции развития:

увеличение роли волоконно-оптических и цифровых беспроводных сетей связи;

- сохранение роли высокочастотных каналов связи по линиям
электропередачи.

Основой телекоммуникационной инфраструктуры в регионе, базирующейся на внедрении новых прогрессивных видов техники и технологий, должны стать сети связи РСК с единым центром контроля и управления.

^ 4) Принципы создания и развития сетей связи РСК:

- переход на цифровые сети с применением нового оборудования и
технологий;

- возможность гибкого и динамического изменения скорости
передачи информации в зависимости от текущих потребностей;

  • возможность организации доступа к службам сетей связи РСК
    независимо от используемой технологии (инвариантность доступа);

  • организация полного набора традиционных служб связи и новых
    информационных служб с возможностью обеспечения требуемого
    качества обслуживания;

  • независимость полноты технологических и корпоративных услуг
    связи от транспортных технологий;

  • возможность управления службой, вызовом и соединением со
    стороны пользователя;




  • возможность создания новых сервисов с использованием
    стандартизированных средств;

  • экономическая целесообразность использования создаваемой
    сети;

  • удовлетворение потребностей различных потребителей , в том
    числе, в случаях чрезвычайных ситуаций;

  • соответствие базовым принципам Генеральной схемы создания и

развития Единой технологической сети связи электроэнергетики.

5) Структура сетей связи РСК должна обеспечивать сопряжение
узлов связи на уровнях - РЭС, ПЭС, РСК и МРСК, в том числе, с узлами
связи магистральных сетей и ОАО «ФСК ЕЭС», а также с узлами связи
сети общего пользования Российской Федерации.

Техническая структура сетей связи РСК должна формироваться на основе:

  • комплекса аппаратного обеспечения, в состав которого входят
    серверы, рабочие станции, локальные терминалы оператора, оборудование
    передачи данных (концентраторы, мосты, шлюзы и др.);

  • комплекса программного обеспечения, в состав которого входят
    базовая операционная система; система управления, формирования и
    ведения баз данных, пакет прикладных программ, реализующих функции
    по анализу качества, планированию сети, передачи данных, поддержке
    локальных сетей, защите информации от несанкционированного доступа
    и т. д.;

  • сети передачи данных.

Техническая структура сетей связи РСК должна обеспечиваться на основе сертифицированных программно-аппаратных комплексов, поддерживающих функции самодиагностики, рассчитанных на круглосуточный непрерывный режим работы без профилактического обслуживания.

6) В состав сетей связи РСК должны входить существующие и
строящиеся линии и сети связи, а также арендованные каналы:

  • кабельные линии связи;

  • высокочастотные системы передачи по линиям электропередачи;

  • волоконно-оптические линии связи;

  • радиорелейные линии связи;

  • сети радиосвязи (цифровая широкополосная система радиосвязи);

  • сети телефонной связи.

Телефонная связь организуется на базе телефонной сети связи электроэнергетики, построенной по радиально-узловому принципу.

Основным направлением модернизации телефонной сети связи является создание опорной коммутационной сети электроэнергетики и внедрение цифровой коммутационной техники на объектах электроэнергетики. Цифровая техника должна предусматривать использование современных протоколов телефонной сигнализации, позволяющих реализовать надежную телефонную связь диспетчеров и дополнительные услуги.

1   2   3   4   5   6   7



Скачать файл (695 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации