Летом ЦДУ  будет приниматься Стандарт "Требования к регистрации аварийных событий и процессов"
Ниже приведенные требования будут для всех типов регистраторов:
4.5.    Требования к формату данных
Автономный РАС должен иметь возможность преобразования данных РАС в формат, установленный международным стандартом IEC 60255-24 Edition 2.0 2013-04 «Measuring relays and protection equipment – Part 24: Common format for transient data exchange (COMTRADE) for power systems» (далее – COMTRADE) с учетом требований настоящего стандарта (см. Приложения 2).
5.    Требования к программному обеспечению
5.1.    Служебное ПО автономных РАС должно:
    обеспечивать конфигурирование и параметрирование (включая данные, необходимые для выполнения ОМП) устройства;
    выполнять непрерывный контроль исправности устройства с формированием соответствующих сообщений при выявлении неисправности;
    при выполнении условий пуска обеспечивать запись данных РАС;
    разрешать пользователям считывание/копирование данных РАС, хранящихся в автономном РАС.
5.2.    ПО автономных РАС для визуализации данных РАС должно выполнять:
    просмотр считанных данных РАС без предварительного выполнения операций по конфигурированию этого устройства на ПЭВМ;
    автоматическую сборку последовательности записанных одним автономным РАС осциллограмм одного аварийного события в одну осциллограмму;
    расчет ОМП по требованию пользователя;
    автоматическое формирование отчета об аварии (с включением в него данных по ОМП и информации о работе устройств РЗА);
    представление пользователю информации об автономном РАС (тип, объект, присоединение, коэффициенты масштабирования аналоговых сигналов и др.) и об аварии (дата и время события);
    совмещение данных РАС по разным событиям, записанных этим автономным РАС (или другим РАС того же производителя) пользователем с сохранением всех сервисных возможностей ПО РАС;
    совмещение отдельных сигналов данных РАС, записанных автономными РАС по одному из следующих признаков: общий интервал времени или наименование сигнала;
    возможность сохранения совмещенной осциллограммы (с пользовательскими настройками и разметкой) и ее дальнейшей обработки после считывания (в том числе другим пользователем на другой ПЭВМ);
    приведение осциллограмм аварийных процессов с одного или разных автономных РАС к единому шагу осциллографирования с возможностью «обрезки» полученной совмещенной осциллограммы по задаваемым пользователем границам. Шаг осциллографирования должен определяться максимальным шагом осциллографирования от всех регистраторов, выводимых для просмотра;
    приведение (аппроксимация) осциллограмм аварийных процессов к единому шагу осциллографирования. Минимальный шаг осциллографирования должен определяться минимальным шагом осциллографирования от всех регистраторов, выводимых для просмотра;
    просмотр аналоговых сигналов от ТТ, ТН и ШОН в первичных и вторичных величинах;
    изменение масштаба графического отображения аналоговых сигналов по оси времени (общее масштабирование) и по оси амплитуды (индивидуально или в группах);
    изменение пользователем полярности аналогового или дискретного сигнала на осциллограмме;
    просмотр значений аналоговых сигналов от ТТ, ТН и ШОН в мгновенных, действующих значениях или значениях первой гармоники;
    формирование линейных (фазных) токов и напряжений из заданных пользователем соответствующих фазных (линейных) измерений с представлением их в виде расчетных аналоговых сигналов;
    выполнение математических операций (например, суммирование/вычитание) над измеренными и расчетными аналоговыми сигналами (с возможностью их индивидуального масштабирования и выполнения математических операций над ними, например, для формирования «фиктивного» сигнала вместо отсутствующего измерения одного из присоединений) с представлением их в виде расчетных аналоговых сигналов;
    возможность формирования и отображения на осциллограмме совмещенного дискретного сигнала от приемопередатчика ДФЗ (Uпрд, Iпрм с выделением одного из них цветом или амплитудой) пользователя;
    «наложение» выбранных пользователем аналоговых или дискретных сигналов (с представлением их с выделением цветом на выбранном пользователем сигнале или в виде отдельного расчетного сигнала);
    возможность изменения пользователем порядка расположения каждого из аналоговых и дискретных сигналов на представленной осциллограмме посредством их индивидуального перемещения;
    возможность добавления или их удаления на отображаемой осциллограмме аналоговых и дискретных сигналов по выбору пользователя;
    разложение трехфазных систем на прямую, обратную и нулевую последовательности (метод симметричных составляющих) с представлением в виде расчетного аналогового сигнала;
    построение векторных диаграмм токов и напряжений (фазных, линейных, составляющих прямой, обратной и нулевой последовательностей);
    спектральный анализ (преобразование Фурье);
    автоматическое построение годографов сопротивлений (из фазных или линейных токов и напряжений – по заданию пользователя);
    расчет частоты в выбранном канале измеряемого напряжения во всем диапазоне возможного изменения последнего (в том числе при отделении энергорайона от ЕЭС), включая построение соответствующего расчетного аналогового сигнала;
    расчет активной, реактивной, полной мощностей с представлением в виде аналогового сигнала;
    отображение на осциллограмме в указанных пользователем сигналах меток времени, интервалов времени, замеров значений векторов аналоговых сигналов (всех или в выбранных пользователем, включая расчетные аналоговые сигналы);
    автоматическое разбиение по кадрам или группировка по заранее заданным пользователем программы критериям информации от физически связанных величин, например, токи и напряжения по присоединениям, токи нулевой последовательности и т.д;
    возможность автоматического включения в отображаемую осциллограмму выборки из дискретных сигналов, изменивших свое значение в ходе записанного на ней процесса;
    режим полноэкранного просмотра;
    режимы предварительного просмотра и печати;
    регистрации в базе данных событий операций пользователей по изменению/удалению аварийных файлов с автономного РАС.
5.3.    ПО автономного РАС должно обеспечивать автоматическое формирование текстового отчета об аварии.
Текстовый отчет об аварии должен содержать:
    дата, время и условия пуска РАС;
    параметры аварийного режима (действующие значения фазных токов, напряжений и их симметричных составляющих в полярных координатах). Предпочтительно предоставление этой информации для каждого из «характерных» этапов процесса. Например, этап возникновения однофазного КЗ, этап перехода однофазного КЗ в междуфазное, этап неуспешного ОАПВ, этап неуспешного ТАПВ(УТАПВ);
    для ЛЭП – информацию по ОМП:
    вид КЗ, поврежденные фазы, расстояния до места повреждения в «км», рассчитанные для «характерных» этапов процесса;
    для каждого из этих этапов - данные по параметрам аварийного процесса: действующие значения фазных токов, напряжений и их симметричных составляющих в полярных координатах. При учете в алгоритме ОМП ПО РАС влияния параллельных ЛЭП необходимо привести соответствующие данные и по этим ЛЭП. Замер производится относительно начала этапа по истечении регулируемой уставкой выдержки времени (для использовании этих данных при выполнении расчетов ОМП с применением внешнего специализированного ПО).
    перечень срабатывания устройств РЗА, полученные в результате обработки дискретных сигналов РАС.
6.    Выбор параметров настройки
6.1.    Проектная документация на автономный РАС должна содержать:
    перечень регистрируемых аналоговых и дискретных сигналов;
    схемы подключения по цепям тока и напряжения;
    схемы подключения к устройствам РЗА;
    уставки пуска автономного РАС по заданным условиям.
6.2.    Уставки пуска автономного РАС по превышению U2 выбираются по условию отстройки от напряжения небаланса при нарушениях симметрии в питающей сети:
U2 =0,06*UНОМ,
где UНОМ – номинальное напряжение питающей сети.
6.3.    Уставки пуска автономного РАС по превышению I2 выбираются по условию отстройки от тока небаланса при нарушениях симметрии в питающей сети:
I2 =0,1*IМАКС.Н.,
где IМАКС.Н. – длительно допустимый ток ЛЭП, оборудования.
6.4.    Уставки пуска автономного РАС по превышению 3I0 выбираются по отстройке от небаланса в первичной сети:
3I0=0,06*IНОМ,
где I ном – максимально нагрузочный ток.
6.5.    Уставки пуска автономного РАС по превышению 3U0 выбираются по отстройке от небаланса в первичной сети:
3U0=1,2*UНБ,
где UНБ – напряжение небаланса в первичной сети или определяемое допустимой погрешностью измерения ТН, для нормального режима может быть принято 2 В (втор.), или уточнено при техническом обслуживании.
6.6.    Уставки пуска автономного РАС по превышению фазного тока (IA, IB или IC) выбираются по отстройке от длительно допустимых значений токов по ЛЭП, оборудования:
IA (IB или IC)  = 0,95*IДОП,
где IДОП – длительно допустимый ток по ЛЭП, оборудованию.
6.7.    Уставки пуска автономного РАС по превышению фазным напряжением (UA, UB или UC) более наибольшего длительно допустимого напряжения.
UA (UB или UC) = 1,1*UДОП,
где Uдоп – наибольшее длительно допустимое напряжение.
6.8.    Уставки пуска автономного РАС по снижению фазного напряжения (UA, UB или UC) ниже 0,7*UНОМ.
6.9.    Уставки пуска автономного РАС по превышению частоты переменного напряжения должны соответствовать уставкам устройств АОПЧ.
6.10.    Уставки пуска автономного РАС по снижению частоты переменного напряжения должны равняться 49,2 Гц.
6.11.    Уставки пуска автономного РАС по заданным условиям задаются собственником объекта электроэнергетики и направляются в ДЦ, в чьем диспетчерском ведении находится автономный РАС.

Интересует мнение форумчан

Стандарт находится в разработке и согласовании, в открытом доступе его нет. Ваши документы не собираюсь копировать и приводить.

Спасибо за приведенные материалы. Рука потянулась к написанию замечаний, но сразу дернулась обратно. Узнаю систему бессистемного оператора, весьма далекую от реальной жизни. К мнению как отдельно взятого отставного специалиста, как и Форума в целом, никто прислушиваться не будет. Прекрасно знаю по покинутой работе в РДУ, когда консолидированное мнение и РДУ, и ОДУ ни во что не ставилось.

Если что-то существенное и принципиальное - пролоббируем замену без труда :0)
Рычаги есть.

Из названия и содержания документа не очевидно – это требования к устройствам или требования к системе аварийной регистрации, если последнее, то документ должен бы, как минимум, содержать разделы:
- Состав системы регистрации
- Требования к устройствам регистрации и ПО для их настройки/обслуживания
- Требования к подсистеме сбора, обработки, хранения данных
- Требования к подсистеме представления и анализа данных

От Системного Оператора Единой Энергосистемы логично ожидать требований к организации единой (интегрированной) системы аварийной регистрации, несколько странно выглядит самоограничение минимальными требованиями к автономным устройствам РАС с несовсем адекватными требованиями на системность (обязательные приложения 1,2,3,).

из документа:
Приложение 2 (обязательное)
Требования к расположению сигналов в файле данных РАС
П.2.1. Требования к расположению аналоговых и дискретных сигналов в файле данных РАС
П.2.2.1. Аналоговые сигналы группируются по распределительным устройствам, начиная с высшего напряжения.

Что-бы собрать и сгруппировать сигналы, как раз и требуется что-то типа ОИК, о чём в документе - ни единого слова.

Извольте, первая партия:
1    Заголовок «Требования к регистрации аварийных событий» некорректен. Требования могут предъявляться или к устройствам, предназначенным для регистрации (или регистраторам), или к системе регистрации.
2    В любом случае в глоссарии (Термины, определения и сокращения) должны быть приведены определения регистраторов аварийных событий и системы регистрации аварийных событий, на которые стандарт заточен. Иначе получается стандарт ни о чем. Расшифровка термина РАС «регистрация аварийных событий» никак не соответствует общепринятому термину «регистратор аварийных событий», соответствующему этой аббревиатуре.
3    п. 3.2 «Автономный РАС должен … осуществлять регистрацию данных РАС, синхронизированных с помощью сигналов единого точного времени глобальных навигационных спутниковых систем ГЛОНАСС/GPS» это мы в какой стране живем? Одно дело – крупный новый объект ФСК или электростанция, которую к ФОРЭМ не допустят без выполнения всех требований к информационному обмену. А как быть на допотопных подстанциях распредсетей 110 кВ? Им что, вообще запретить РАС устанавливать? Или такая функция возлагается на сам РАС, независимо от организации связи на объекте? Так об этом поспрашивайте разработчиков и производителей, насколько при этом вырастет стоимость.
Продолжение следует.

п. 3.5. «Автономный РАС должен обеспечивать запись и хранение зарегистрированных данных РАС в энергонезависимой памяти. Объём энергонезависимой памяти автономного РАС должен обеспечивать хранение зарегистрированных данных РАС суммарной длительностью не менее 4 часов.» То есть, в памяти должны сохраниться около 10 тысяч двухсекундных осциллограмм? Да приходилось ли разработчикам стандарта хотя бы с сотней разобраться? У нас в СРЗА РДУ при превышении этого количества приходилось «мозговой штурм» применять. Делим регистраторы с разных объектов по разным аналитикам, далее обмениваемся мнениями и информацией. Но даже при самых тяжелых катаклизмах со всего энергорайона от силы 2-3 тысячи осциллограмм за сутки набегало.
Кстати, есть регистраторы с объемом осциллограмм в десятки килобайт на двухсекундной осциллограмме. А есть и мегабайты на этом же участке. Как на это требование посмотрят разработчики?