Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО "РусГидро" - "Зейская ГЭС" (система телемеханики комплекса СОТИАССО), 49376-12

Назначение

Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала АО «РусГ идро» - «Зейская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО) (далее по тексту - СТИ ЗеГЭС), (г. Зея, Амурской области), предназначена для телеизмерений, автоматизированного сбора и обработки дискретных телесигналов о состоянии и режимах работы основного и сетевого электрооборудования Зейской ГЭС, контроля и удаленного управления режимами работы энергетического оборудования, процессами генерации и распределения электроэнергии, для организации обмена информацией с существующей смежной АСУ ТП ЗеГЭС, для автоматизированного сбора, обработки и передачи полученной информации на верхние уровни диспетчерского управления - в СОТИАССО (Систему обмена технологической информацией с автоматизированной системой Системного Оператора) - на диспетчерские пункты филиалов ОАО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока.

СТИ ЗеГЭС представляет собой многофункциональную, многоуровневую информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией непрерывного измерения следующих электрических величин:

-    действующих значений фазных токов IA, IB, Ic и среднего по трем фазам действующего значения силы электрического тока Icp;

-    действующих значений фазных Ua, Ub, Uc и линейных напряжений Uab, UBC, UCA, среднего по трем действующим значениям фазного иСР.фаз и линейного иСРлин напряжений;

-    активной Ра, Рв, Рс, Роум, реактивной Qa, Qb, Qc, Qaym и полной Sa, Sb, Sc, ScyM электрических мощностей - пофазных и суммарных трёхфазных;

-    частоты f переменного тока;

а также следующих физических величин:

-    скорости наружного воздушного потока (ветра);

-    времени в национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC (SU) (далее - время).

СТИ ЗеГЭС используется при диспетчерско-технологическом управлении оборудованием Зейской ГЭС для оптимизации режимов его работы, повышения надежности и безаварийности работы, увеличения сроков эксплуатации.

Описание

СТИ ЗеГЭС обеспечивает выполнение телеизмерений и следующих основных функций:

-    опрос, сбор и первичную обработку дискретных сигналов;

-    ведение системы единого времени (СЕВ) на всех уровнях иерархии с ходом часов не хуже 1 с/сут;

-    регистрацию сигналов телеизмерений с присвоением метки времени с погрешностью не хуже 20 мс;

-    контроль состояния силового оборудования;

-    приём сигналов от элементов существующих систем АСУ ТП, РЗиПА, АДВ, САУ ОРУ;

-    диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств СТИ ЗеГЭС;

-    конфигурирование и настройку параметров СТИ ЗеГЭС;

-    разграничение прав доступа к конфигурации, параметрированию и информационным данным путем использования системы паролей;

-    формирование базы данных, архивов сообщений и параметров, их визуализацию на экране в табличной и графической формах по запросу оператора;

-    автоматизированное протоколирование сообщений, изменений и действий оператора;

-    динамическое представление режимов работы энергообъекта в реальном масштабе времени;

-    передачу аналоговой и дискретной информации на диспетчерские пункты филиалов ОАО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока.

СТИ ЗеГЭС находится на нижней ступени иерархии системы диспетчерского управления с центром сбора информации и управления в филиалах ОАО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока.

СТИ ЗеГЭС реализована на базе программно-технических решений компании Siemens и включает в себя два вида измерительных каналов (ИК):

1)    Каналы измерения электрических величин, состоящие из измерительных трансформаторов тока и напряжения, вторичных измерительных цепей на первом уровне и измерителей электрических величин (ИЭВ) SIMEAS Р (Гос. реестр СИ РФ № 38083-08 и 30920-05) на втором. Перечень ИК первого вида приведен в табл. 2.

2)    Канал измерения скорости наружного воздушного потока (ветра), состоящий из датчика скорости наружного воздушного потока (ветра) (Гос. Реестр №10146-85) (с унифицированным токовым выходом) на первом уровне и модулем ввода аналоговых сигналов 2А! I, который выполняет сбор и обработку информации и входит в состав устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ200S (Гос.Реестр СИ РФ №22734-06) на втором уровне. Перечень ИК второго вида приведен в табл.3.

На первом (полевом) уровне СТИ ЗеГЭС находятся также источники дискретных телесигналов (такие как контакты реле-повторителей, «сухие» контакты терминалов систем релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗиПА), блок-контакты коммутационных аппаратов, контроллеры АСУ ТП), обеспечивающие диагностической информацией о состоянии разъединителей, др. устройств РЗиПА и АСУ ТП. Приём и фиксация дискретных сигналов осуществляется при помощи станций SIMATIC ЕТ200S (расположенных на втором уровне) посредством модулей ввода 4DI дискретных сигналов с датчиков типа «сухой» контакт или потенциальный выход через промежуточные реле, которые обеспечивают согласование уровня напряжения и гальваническую развязку.

Принцип действия ИК электрических величин заключается в масштабном преобразовании первичных токов и напряжений измерительными трансформаторами тока и напряжения в сигналы низкого уровня (100 В; 1 или 5 А), которые поступают на ИЭВ SIMEAS Р, где происходит быстрое аналого-цифровое преобразование мгновенных фазных токов и напряжений и вычисление в микропроцессоре действующих значений фазного и линейного напряжений, фазных токов и среднего по трем фазам действующего значения силы электрического тока 1сР, а также фазных и суммарных трехфазных значений активной и реактивной мощностей. Частота в ИЭВ определяется по напряжению Ul1. Результаты измерений электрических величин передаются из внутренней памяти прибора через цифровой интерфейс RS-485 для дальнейшей обработки на сервер по системной шине ProfiBus DP (на основе резервированного оптоволокна). В ИЭВ SIMEAS Р происходит преобразование результатов измерений из цифрового кода в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Принцип действия ИК, предназначенного для измерения скорости наружного воздушного потока (ветра), состоит в передачи токовых сигналов от блока преобразователя сигналов датчика (от 4 (либо 0) до 20 мА постоянного тока) по 4-проводной линии связи до модуля ввода аналоговых сигналов 2А! I, входящего в состав устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200S, которое обеспечивает питание датчика и гальваническую развязку цепи. Модуль имеет 2 канала ввода аналоговых сигналов. Для каждого канала происходит преобразование тока в цифровой код (13 бит), который передается на сервер SICAM PAS, где происходит преобразование результатов измерений из цифрового кода в именованные физические величины на основе диапазона измерения датчика.

ПО SICAM PAS также диагностирует и анализирует состояние каналов связи (полевая шина ProfiBus DP) со станциями SIMATIC ЕТ200S и ИЭВ SIMEAS Р и в случае обрыва связи передает сообщение на АРМ диспетчера.

Третий уровень является общим для обоих типов ИК и состоит из программнотехнического комплекса SICAM PAS (Substation Information Control Automation Monitoring Power Automation System, производитель - компания Siemens), являющегося Центральной приёмо-передающей станцией (ЦППС) - осуществляет внутрисистемный обмен информацией по цифровым каналам связи с помощью встроенных цифровых выходов, коммуникационных модулей и сетевых устройств. ПТК SICAM PAS включает в себя также сервер телемеханики.

ЦППС обеспечивает опрос (с циклом не более 1 с) и непрерывный сбор (через выделенный интерфейс LAN системы SICAM PAS), обработку (вычисление) данных, поступающих с нижних уровней (по шине Profibus-DP на основе резервированной ВОЛС), и данных, поступающих через промышленные коммутаторы МОХА (по Ethernet TCP/IP на основе резервированной ВОЛС и витой пары) с серверов смежных автономных подсистем:

-    АСУ ТП (ИИС управления гидроагрегатами (Гос.реестр №№ 45249-10, 45250-10, 45251-10, 46052-11), система контроля уровней воды (бьефов), телесигналы и др.),

-    АДВ (система автоматики дозирования управляющих воздействий),

-    САУ ОРУ (система автоматизированного управления открытыми распределительными устройствами 500 кВ и 220 кВ).

На верхнем уровне для каждого аналогового сигнала контролируется выход за установленные пределы (уставки) и возврат сигнала в норму. Указанные события и аварии регистрируются подсистемой регистрации текущих и аварийных событий.

ЦППС осуществляет также функции:

-    диагностики состояния каналов связи с ИЭВ SIMEAS Р, ЕТ200S и с РДУ и ОДУ;

-    присвоение полученным данным меток времени;

-    администрирование и разграничение прав пользователей;

-    вычисление необходимых параметров технологических процессов;

-    передачу телеизмерений (с циклом менее 1 с) и телесигналов (с циклом менее 5 с) при изменении их значения в СОТИАССО (филиалы ОАО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока) по каналам связи:

-    с РДУ: основной - ТрансТелеКом (ТТК) (64 кбит/с); резервный - ВЧ по ЛЭП (9,6 кбит/с);

-    с ОДУ: основной - ТрансТелеКом (ТТК) (64 кбит/с); резервный - спутниковый (9,6 кбит/с).

Протокол обмена с Амурским РДУ и ОДУ Востока - МЭК 60870-5-101. В ПТК SI-CAM PAS предусмотрена программно-аппаратная возможность перехода в перспективе на протокол обмена МЭК 60870-5-104 (ПТК SICAM PAS оснащён дополнительной сетевой картой LAN).

Третий уровень СТИ ЗеГЭС включает в себя также Систему единого времени (СЕВ), обеспечивающую единство времени в СТИ с помощью сервера времени LANTIME M300/GRC (компания MEINBERG, Г ермания) - первичного эталонного источника, использующего в качестве основного приемника внешней синхронизации сигнал от спутниковой группировки ГЛОНАСС. Дополнительное использование данных от спутниковой группировки GPS повышает надежность системы в целом, а встроенный высокостабильный генератор обеспечивает работу сервера при помехах или пропадании сигналов от навигационных спутников. Совмещенный спутниковый приемник обеспечивает синхронизацию сервера времени с погрешностью ±10мкс. Сервер времени контролирует рассогласование времени ЦППС относительно собственного и по достижении рассогласования 20 мс корректирует время таймера сервера SICAM PAS (по сети Fast Ethernet 100BaseTX), который в свою очередь осуществляет синхронизацию внутренних часов измерительных компонентов СТИ ЗеГЭС и серверов смежных систем по локальной сети Ethernet (протокол NTP или SNTP). Ход часов СЕВ составляет не более 1 с/сут.

Измерительные компоненты СТИ ЗеГЭС (кроме полевого уровня: измерительных трансформаторов и ветрочувствительного элемента датчика скорости ветра (вертушки)) смонтированы в металлических шкафах 2КП-1, 4 КП 2.1 (где расположен блок преобразования сигналов датчика ветра) и в шкафу 5 КП 2.2, установленных в обогреваемых помещениях 1Р и 3Р. ЦППС и СЕВ установлены в шкафу телемеханизации 1-ШТ в помещении ЛАЗ.

Надежность системных решений:

-    вероятность появления ошибки телеинформации (вероятность образования ложных сигналов телеуправления, телесигнализации, телеизмерения) соответствует первой категории достоверности (по ГОСТ 26.205-88) - 10-12;

-    коэффициент готовности КГ:

-    системы - не ниже 0,999;

-    технологической связи - не менее 0,999;

-    время восстановления:

-    системы - не более 2 часов с учетом времени выявления неисправности;

-    ЦППС - не более 1 часа;

-    КП (контролируемого пункта) - 1 час;

-    канала связи - не более 11 минут в неделю;

-    канала связи со смежными системами - не более 20 мс;

-    электропитание шкафов осуществляется по первой категории надежности от двух независимых вводов системы гарантированного питания (СГП) ГЭС. Система питания укомплектована источниками бесперебойного питания и автоматическим вводом резерва (АВР);

-    резервирование каналов связи с филиалами ОАО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока;

-    для повышения надежности работы СТИ ЗеГЭС используется дублирование каналов связи и жесткого диска сервера SICAM PAS;

-    наработка на отказ:

-    СТИ ЗеГЭС - не менее 35 000 часов (без компьютерного оборудования);

-    центральный процессорный модуль ПТК SICAM PAS - 36 лет;

-    полный срок эксплуатации - не менее 10 лет.

Глубина хранения информации:

- сервер:

-    хранение данных о конфигурировании и информации о состоянии средств измерений и каналов связи - не менее трех лет.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) СТИ ЗеГЭС входит: ПО сервера телемеханики в составе ПТК SICAM PAS Station Unit (компании Siemens) (система сертификации ГОСТ Р, сертификат соответствия № РОСС БЕ.АЮ77.В11381), ПО сервера СЕВ, а также ПО измерителей электрических величин SIMEAS Р - «SIMEAS Р» и ПО устройств распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ200S - STEP 7 v. 5.4.

Программные средства сервера телемеханики содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему Windows ХР , ПО "Full Server" (Runtime) Basic component, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) Industrial SQL Server и прикладное ПО: SIMATIC NCM (Network Configuration Manager) для конфигурирования шины PROFIBUS, SIMATIC NET (на базе интеллектуального коммуникационного модуля СР 5614А2 для подключения к сети PROFIBUS) и ПО SICAM PAS, состоящее из 4 основных приложений: Configuration, Operation, Value Viewer и Feature Enable.

Функции автоматизации реализованы в SICAM PAS в форме виртуального контроллера (SoftPLC). Виртуальный программируемый логический контроллер (ПЛК) программируется на языке последовательных функциональных диаграмм (CFC = Continous Function Chart) или на языке структурированного текста.

Состав и идентификационные данные ПО СТИ ЗеГЭС приведены в табл. 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Для выполнения требований Федеральной службы по техническому и экспортному контролю РФ (ФСТЭК), установленных к защите информации Ключевых систем информационных инфраструктур (КСИИ), используемых для обмена информацией между системой телеизмерений ЗеГЭС на базе ПТК «SICAM PAS» со смежными системами АСУ ТП, АДВ и САУ ОРУ, а так же для предотвращения несанкционированного доступа к технологическим сетям ГЭС, установлены межсетевые экраны «ССПТ-2-01» (Госреестр РОСС Ки.0001.01БИ00 №1687), разрешенные для применения по 3 классу от несанкционированного доступа и гарантирующие отсутствие недекларированных (недокументированных) возможностей (НДВ) по 3 уровню контроля.

Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения SICAM PAS, которое функционирует на сервере СТИ. Интерфейс ПО содержит в себе средства предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция измерителей электрических величин и сервера после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкционированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО содержит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания из памяти ИЭВ и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных данных от преднамеренных изменений являются:

-    средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация метрологически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);

-    средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);

-    средства управления доступом (пароли);

Уровень защиты программного обеспечения СТИ ЗеГЭС от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПТК SICAM PAS, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет ±2 единицы младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Технические характеристики

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав измерительных каналов первого вида СТИ ЗеГЭС, с указанием непосредственно измеряемых параметров, наименования объекта, типов, классов точности и заводских номеров средств измерений, входящих в состав ИК, представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень и характеристики измерительных каналов первого вида СТИ ЗеГЭС

Метрологические характеристики ИК

Состав измерительных каналов

Измеряе

мые

величины

Наиме

нование

объекта

№

ИК

Осн.

относит

погр-ть,

%

Относит. погр-ть в рабочих условиях%

Измеритель электрич.величин

ТТ

ТН

ТВ-110-VIII

400/5 Кл.0,2 Зав.№ 1697 Зав.№ 1698 Зав.№ 1699

EPR20Z 15750/V3/100/V3 Кл.0,2 Зав.№ 1598600003 Зав.№ 1598600002 Зав.№ 1598600001

SIMEAS Р 7KG7610

Зав.№

BF1009102380

1

21T

± 1,3 (при

cosy =0,9) ± 2,3 (при cosy =0,5)

± 1,3 (при

cosy =0,8) ± 2,0 (при cosy =0,5)

EPR20Z 15750/V3/100/V3 Кл.0,2 Зав.№ 1598600009 Зав.№ 1598600028 Зав.№ 1598600007

ТВ-110-VIII

400/5 Кл.0,2 Зав.№ 1700 Зав.№ 1701 Зав.№ 1702

РA, РB, РС

Р

с\;м

±0,7

SIMEAS Р 7KG7610

Зав.№

BF1009102381

2

22T

Qa> Qb> Qc>

QcyM

±1,2

ТВ-110-VIII

400/5 Кл.0,2 Зав.№ 1706 Зав.№ 1707 Зав.№ 1708

TJC 6-G

15750/V3/100/V3

Кл.0,2

Зав.№1VLT5210015619

Зав.№1VLT5210015618

Зав.№1УЦГ5210015617

SIMEAS Р 7KG7610

Зав.№

BF1009102379

Примечания:

1) В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

2)    Измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, напряжения по ГОСТ 1983-2001.

3)    Основная относительная погрешность измерения приведена для следующих нормальных условий применения:

-    параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02)ином; ток (1 - 1,2)1ном, cosp = 1,0; частота сети (0,99 - 1,01)/ном;

-    температура окружающей среды (20±5) °С;

4)    Относительная погрешность измерений в рабочих условиях применения приведена для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,9-1,1)ином; ток (0,05-1,2)1ном; cosp = (0,5инд - 1,0 - 0,8емк); частота сети (0,98 - 1,02)/ном; и минимальна при cosy = 1,0 , а максимальна при cosy = 0,5инд;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 55 до +45°С, для измерителей электрических величин от 0 до +55 °С; для ветрочувствительного элемента датчика скорости ветра    от минус 50 до +50°С; для устройств распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200S: от 0 до 60 °С - для горизонтального монтажа, от 0 до 40 °С - для всех других монтажных позиций, изменение температуры: не более 10 К/ч;

5)    Допускается замена измерительных трансформаторов, измерительных преобразователей и измерителей электрических величин на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Замена оформляется актом в установленном «Росстандарт» и филиалом    ОАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа СТИ ЗеГЭС как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Перечень и характеристики измерительного канала второго вида СТИ ЗеГЭС

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на Систему телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО «РусГ идро» - «Зейская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО).

Комплектность

Комплектность СТИ ЗеГЭС приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность СТИ ЗеГЭС

Поверка

осуществляется по документу: «Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО). Методика поверки» МП 001-2012, утвержденному Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФ-ТРИ» в феврале 2012 г.

Перечень основных средств поверки:

-    средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;

-    средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    средства поверки измерителей электрических величин SIMEAS Р в соответствии с документами: «Измерители электрических величин SIMEAS Р модификаций 7KG7750, 7KG7755. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2008 г.; и в соответствии с разделом «Методика поверки» Руководства по эксплуатации измерителей электрических величин SIMEAS Р модификаций 7KG7200, 7KG7610 и др., утвержденным ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

-    средства поверки устройств распределенного ввода-вывода ET200S в соответствии с документом: МИ 2539-99 «ГСИ. Измерительные каналы контроллеров, измерительновычислительных, управляющих, программно-технических комплексов. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 1999 г.;

-    переносной инженерный пульт - ноутбук - программатор с ПО для работы с устройствами распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ200S и ИЭВ SIMEAS Р ;

-    Радиочасы МИР РЧ-01 (приемник, принимающий сигналы службы точного времени) (ГР № 27008-04).

Сведения о методах измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений электрических величин с использованием системы телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» (системы телемеханики комплекса СОТИАССО). Аттестована Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», выдано Свидетельство об аттестации Методики измерений № 01-01.00294-2012 от 10.02.2012 г.

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО):

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-ван-ные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

ГОСТ 26.205-88 «Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия». ГОСТ Р МЭК 870-4-93 Устройства и системы телемеханики. Часть 4. Технические требования.

ГОСТ Р МЭК 870 части 1-3, 5, 6.

ГОСТ Р МЭК 61850-3-2005 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 3. Основные требования

ГОСТ Р 51275-99 Защита информации. Объект информатизации. Факторы, воздействующие на информацию. Общие положения.

ГОСТ 14014-91 Приборы и преобразователи цифровые напряжения, тока, сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний.

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».

РД 34.35.123 Общие технические требования к информационной подсистеме АСУ ТП

ГЭС

Техническая документация на систему телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО).

Рекомендации к применению

Осуществление производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта.