Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Абашево филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Волги"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 559 п. 95 от 17.08.2012
Номер сертификата 47751
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Абашево филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги (далее по тексту - система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic); действующих значений линейного напряжения (Uab, Ubc, Uca); активной и реактивной мощности (P, Q), частоты переменного тока (f); напряжения постоянного и переменного тока (U1 сек, U2 сек).

Система используется при диспетчерско-технологическом управлении оборудованием на ПС 220 кВ Абашево филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги для оптимизации режимов его работы, повышения надежности и безаварийности работы и увеличения сроков эксплуатации.

Система решает следующие задачи:

-    автоматизированный сбор данных о функционировании основного и вспомогательного оборудования ПС 220 кВ Абашево и передачи их в РДУ (ОДУ) ОАО «СО ЕЭС», ЦУС (ГЦУС) МЭС ОАО «ФСК ЕЭС» по протоколу МЭК 60870-5-104;

-    восприятие дискретных сигналов;

-    передача измерительной и дискретной информации на автоматизированное рабочее место (АРМ) оперативного персонала и АРМ инженера телемеханики (ТМ) ПС 220 кВ Абашево;

-    регистрация результатов измерений с присвоением меток времени;

-    формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений;

-    формирование архивов результатов измерений и сообщений, их визуализация на экранах АРМ в табличной и графической форме (графики, отчеты) по запросу оператора;

-    протоколирование действий оператора;

-    представление режимов работы оборудования ПС 220 кВ Абашево в реальном масштабе времени.

Описание

Система представляет собой многофункциональную, многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Система реализована на основе комплексов информационно-измерительных и управляющих STCE (Госреестр № 40455-09) на базе контроллеров STCE-RTU (Госреестр № 4045409), преобразователей напряжения Е855/10ЭС (Госреестр №24221-08) и Е857/13ЭС (Госре-естр №24220-08), различных коммуникационных средств и программного обеспечения (ПО).

Система включает в себя следующие уровни:

1-ый    уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2011, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, модули аналогового ввода переменного напряжения (100 В) и переменного тока (1/5 А) контроллеров STCE-RTU, преобразователи напряжения Е855/10ЭС и Е857/13ЭС, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов системы приведены в таблице 2.

2-ой    уровень включает в себя контроллеры телемеханики (основной и резервный), каналообразующую аппаратуру, оборудование системы единого времени и ПО.

3-ий    уровень включает в себя сервер системы eXPert, АРМ оперативного персонала и АРМ инженера ТМ, средства локальной вычислительной сети, объединяющей АРМы и сервер, средства передачи информации (коммуникационное оборудование) на диспетчерский пункт ОАО «СО ЕЭС» и ПО.

Измерительные каналы (далее по тексту - ИК) состоят из 1-ого, 2-ого и 3-ого уровней системы.

Первичные фазные токи и напряжения масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие модули аналогового ввода контроллеров STCE-RTU, преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в блоке центрального процессора контроллера STCE-RTU вычисляются частота (f), действующие значения линейного (Uab, Ubc, Uca) напряжений, токов (Ia, Ib, Ic), а также значения трехфазной активной (P^), реактивной ^сум), присвоение полученным данным меток времени.

Напряжение переменного и постоянного тока (U1 сек, U2 сек) на секциях ЩСН и ШПТ соответственно поступает на входы измерительных преобразователей Е855/10ЭС и Е857/13ЭС, преобразующих аналоговые сигналы напряжения переменного и постоянного тока в унифицированные выходные сигналы силы постоянного тока (4 - 20 мА), которые далее поступают на входы модуля аналогового ввода контроллеров STCE-RTU.

Цифровой сигналов с выходов комплекса информационно-измерительного и управляющего STCE поступает на сервер системы eXPert, АРМ оперативного персонала и АРМ инженера ТМ, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов.

Передача информации в автоматизированную систему Системного оператора на удаленные диспетчерские центры и центры управления сетями осуществляется от комплекса информационно-измерительного и управляющего STCE по выделенному основному и резервному (спутниковый) каналам связи по протоколу МЭК 60870-5-104.

Система включает в себя подсистему ведения точного времени.

Подсистема ведения точного времени обеспечивает:

-    синхронизацию внутренних часов всех серверов, АРМ и измерительных приборов;

-    использование выделенного сервера точного времени с синхронизацией от спутниковой системы глобального позиционирования GPS.

NTP-еервер точного времени Метроном-300/TC-!-! синхронизирован с сигналами точного времени от GPS-приемника с погрешность синхронизации ± 10 мкс. Сервер времени синхронизирует часы коммуникационного контроллера STCE-RTU по выделенному каналу с помощью амплитудно-модулированного формата IRIG-B с точностью не хуже 1 мс. Коммуникационный контроллер STCE-RTU синхронизирует часы объектного контроллера STCE-RTU и часы сервера SCADA системы eXPert по протоколу NTP относительно собственного времени. Период синхронизации по протоколу NTP составляет 30 секунд. Максимальное расхождение внутренних часов контроллера за период синхронизации не превышает ± 10 мкс. Погрешность часов компонентов системы не превышает ± 10 мс.

Программное обеспечение

В системе используется ПО eXPert, предназначенное для создания информационно-управляющих систем для автоматизации технологического процесса передачи и распределения электрической энергии, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО eXPert обеспечивает разграничение прав доступа пользователей к функциям и данным с использованием паролей.

Наименование ПО

Идентификационное наименование ПО

Номер версии (идентификационный номер) ПО

Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода)

Алгоритм цифрового идентификатора ПО

1

2

3

4

5

Для конфигурирования плат крейтов STCE RTU

ttermpro.exe

4.60

7d917293187186c05

43f2d1e828c11c9

MD5

ПО teraterm, прошивка FW Для конфигурирования плат Центрального блока CPU2000

ttermpro.exe

stce_cpu2k_ru_r

eg 01 02 03.crc

01.02.03

5f40b0736897c43e0d

1379417a7e923b

MD5

ПО платы Блока 32 аналоговых оптически изолированных входов 32OAI Заводская прошивка

-

01.00.00

658072024

-

-

ПО teraterm, прошивка FW для 101 протокола для конфигурирования плат Блока 4 последовательных соединений 4SC

ttermpro.exe sk4sc_101_pstn_03 11 16.crc

03.11.16

658620310

fb784648507058dc1f

f0883d1a9338c5

MD5

ПО teraterm, прошивка FW для протокола Modbus для конфигурирования плат Блока 4 последовательных соединений 4SC

ttermpro.exe

stce_4scModbus_

02 04 01.crc

02.04.01

96583c06f9f9f2063a

2a2984dbfbfa15

MD5

ПО для конфигурирования плат токов и напряжений крейтов STCE RTU

wdw.exe

-

0a85a1399ab46852aa

5c1dbe64912de8

MD5

ПО wdw, прошивка FW для конфигурирования плат Блок 8 аналоговых входов АС по напряжению 8AIAC/4V+4V

wdw.exe CALIB CONV 8 AIAC.h86 FW DSP 8AIAC 3 00 01b.h86 uC_AIAC_4v-4v 3 00 05 rc1.h 87

03.00.01 658072050-

AO-IT

03.00.05 658072049

6abc74517184079dd

b049389e4dbca1b

1763916b8590bc8d5

7ee2be4831083d8

1728f0c237c8b9059a

4c899e4e4de8e2

MD5

ПО wdw, прошивка FW для конфигурирования плат Блок 12 аналоговых входов АС по току

wdw.exe CALIB CONV 12 AIAC.h86 FW DSP 12AIAC 3 00 01b.h86 uC AIAC 12A 3 00 05 rc1.h87

03.00.01 658072054-

AO-IT

03.00.05 658072053

1 a0cbf8b4f01 eb248cf e76c2781ebe60 e7a229ad9da3d5bdf0 470f10d4daf643 e79b60ffb3fbafbe90e cc7caaa776ccd

MD5

ПО teraterm, прошивка FW для конфигурирования платы: Блок 2 последовательных соединения и интерфейс Ethernet 2SC+ETH

ttermpro.exe sk4sc_101_pstn_03 11 16.crc

03.11.16

658620310

fb784648507058dc1f

f0883d1a9338c5

MD5

сервис, отвечающий за обработку всех данных, ведения динамической базы данных, осуществление резервирования

C:\EXPERT\Proge

ct\Scada\ScadaXP.

exe

1.0.5.9

ad77db3aef6a19bd4b

7e8e43292c9b31

MD5

сервис сбора данных

C:\EXPERT\Proge ct\Fron-tEnd\F eIec870\Win FrontEndXP. exe

0.4.0.5

6723bf2fb7e2aaa8d4

36f7385cbe6e5b

MD5

сервис архивирования поступающей информации (ТС, ТИ)

C:\EXPERT\Proge

ct\HDR\ARC_Man

ager.exe

0.1.5.1

b4855828584bf6572b

d711f491f238c6

MD5

сервис формирования отчетных ведомостей

C:\EXPERT\Proge ct\Re-port\ReportRun. exe

0.1.9.2

aeb90065c7f3fc3d3f1

0a7796ac2845b

MD5

Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК системы указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.

Технические характеристики

Состав 1-ого уровня системы и метрологические характеристики ИК приведены в таблице 2

_Таблица 2 - Состав 1-ого уровня системы и метрологические характеристики ИК_

п

£

Наиме

нование

объекта

Состав 1-ого уровня системы

Изме

ряемые

пара

метры

Метрологические характеристики ИК

ТТ

ТН

Преобразователь

Основная относит. погрешность, %

Относит. погрешность в рабочих условиях, %

1

2

3

4

5

6

7

8

1

1СШ-220

кВ

-

НКФ-220-58У3 Кл. т. 0,5 220000:^3/ 100: V3 Зав. № 41671 Зав. № 41335 Зав. № 41445

модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201101527982

Uab Ubc5

Uca

f

± 0,83 ±0,20

± 0,93 ±0,21

2

3СШ-220

кВ

-

НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000:^3/ 100: V3 Зав. № 40686 Зав. № 39779 Зав. № 41467

модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201101527982

Uab, Ubc,

Uca

f

± 0,83 ±0,20

± 0,93 ±0,21

3

СВ-220 кВ 1-2

ТФЗМ 220 Б-III У1 Кл. т. 0,5 600/1 Зав. № 12530 Зав. № 12664 Зав. № 12535

НКФ-220-58У3 Кл. т. 0,5 220000:^3/ 100: V3 Зав. № 41671 Зав. № 41335 Зав. № 41445

модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201101528040 Зав. № 201101527982

Ia, Ib, Ic P

1 сум

Осум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7

±11,4

±11,9

1

2

3

4

5

6

7

8

4

СВ-220

кВ2-3

ТФЗМ 220 Б-III У1 Кл. т. 0,5 600/1 Зав. № 12636 Зав. № 12553 Зав. № 12682

НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000: V3/ 100: V3 Зав. № 40686 Зав. № 39779 Зав. № 41467

модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201101528040 Зав. № 201101527982

Ic

P

1 сум QcyM

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7

±11,4

±11,9

5

ВЛ-220 кВ Че-ГЭС-Венец

ТФЗМ 220 Б-III У1 Кл. т. 0,5 600/1 Зав. № 12684 Зав. № 12669 Зав. № 12654

НКФ-220-58У3 Кл. т. 0,5 220000:^3/ 100: V3 Зав. № 41671 Зав. № 41335 Зав. № 41445

модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201101528039 Зав. № 201101527982

Ia, Ib, Ic P

сум

Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7

±11,4

±11,9

6

ВЛ-220 кВ Ка-наш-2

ТФЗМ 220 Б-III У1 Кл. т. 0,5 600/1 Зав. № 2061 Зав. № 2035 Зав. № 1968

НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000:^3/ 100: V3 Зав. № 40686 Зав. № 39779 Зав. № 41467

модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201101528039 Зав. № 201101527982

Ia, Ib, Ic P

сум

Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7

±11,4

±11,9

7

Т-1 220 кВ

ТФЗМ 220 Б-III У1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 12917 Зав. № 2134 Зав. № 2014

НКФ-220-58У3 Кл. т. 0,5 220000:^3/ 100: V3 Зав. № 41671 Зав. № 41335 Зав. № 41445

модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201101528039 Зав. № 201101527982

Ia, Ib, Ic P

сум

Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7

±11,4

±11,9

8

Т-2 220 кВ

ТФЗМ 220 Б-III У1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 12994 Зав. № 13034 Зав. № 13031

НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000:^3/ 100: V3 Зав. № 40686 Зав. № 39779 Зав. № 41467

модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201101528039 Зав. № 201101527982

Ia, Ib, Ic P

сум

Qсум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7

±11,4

±11,9

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Т-3 220 кВ

ТФЗМ 220 Б-III У1 Кл. т. 0,5 600/5 Зав. № 2137 Зав. № 13064 Зав. № 12990

НКФ-220-58У1 Кл. т. 0,5 220000:^3/ 100: V3 Зав. № 40686 Зав. № 39779 Зав. № 41467

модуль аналогового ввода AT STCE 640.072.015-M0-RU модуль аналогового ввода VT STCE 640.072.014-M0-RU Кл. т. 0,5 Зав. № 201101528040 Зав. № 201101527982

Ха5 ^ Хс P

1 сум

Осум

±0,6

±1,2

±2,6

±4,7

±11,4

±11,9

10

ЩПТ

-

-

Е857/137С Кл. т. 0,5 Зав. № 111134

U1 сек U2 сек

±0,73

±0,73

±1,6

±1,6

11

ШСН

-

-

Е855/10 ЭС Кл. т. 0,5 Зав. № 111305

U1 сек U2 сек

±0,73

±0,73

±1,6

±1,6

Примечания:

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

2    Для ИК 10, 11 в качестве характеристик погрешности указаны границы интервала приведенной к диапазону измерений погрешности, соответствующие вероятности 0,95;

3    Нормальные условия:

-    параметры сети: напряжение Ином; ток 1ном, cosj = 0,9 инд.;

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

4    Рабочие условия:

-    параметры сети: напряжение (0,8 - 1,2) Шом; ток (0,02(0,05) - 1,2) Хном; cosj = 0,5 инд. - 0,8 емк.;

-    допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для контроллеров STCE-RTU от минус 10 до плюс 55 °С, для преобразователей Е855/10 ЭС от минус 30 до плюс 50 °С, для преобразователей Е857/13 ЭС от минус 30 до плюс 50 °С, для сервера от плюс 15 до плюс 30 °С.

5    Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001.

6    Допускается замена измерительных трансформаторов и измерительных преобразователей на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Абашево филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги типографским способом.

Комплектность

Комплектность системы определяется проектной документацией. В комплект постав-

ки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений. Комплектность системы представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность системы

Наименование и тип компонента

Количество, шт.

Трансформатор тока ТФЗМ 220 Б-III У1 (Госреестр № 26006-06)

21

Трансформатор напряжения НКФ-220-58 У1 (Госреестр № 14626-06)

6

Комплекс информационно-измерительный и управляющий STCE (Госреестр № 40455-09)

4

Наименование и тип компонента

Количество, шт.

Преобразователь измерительный напряжения переменного тока Е855/10ЭС (Госреестр № 24221-08)

1

Преобразователь измерительный напряжения постоянного тока Е857/13ЭС

(Г осреестр № 24220-08)

1

Поверка

осуществляется по документу МП 50889-12 «Система сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Абашево филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги. Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2012 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

•    Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";

•    Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-88 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";

•    Комплекс информационно-измерительный и управляющий STCE - по документу «Комплексы информационно-измерительные и управляющие STCE». Методика поверки»;

•    Е855/10ЭС - по документу МП.ВТ.040-2002 «Преобразователи измерительные переменного тока Е 854ЭС и напряжения переменного тока Е855ЭС. Методика поверки»;

•    Е857/13ЭС - по документу МП.ВТ.043-2002 «Преобразователи измерительные постоянного тока Е 856ЭС и напряжения постоянного тока Е855ЭС. Методика поверки»;

•    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе "Руководство по эксплуатации на систему сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Абашево филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги».

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Абашево филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги

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

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

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

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

ГОСТ 34.601-90 Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания.

«Руководство по эксплуатации на систему сбора и передачи информации (ПТК ССПИ) на ПС 220 кВ Абашево филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Волги».

Рекомендации к применению

Вне сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений.

Развернуть полное описание