Система телемеханики и связи филиала ОАО "ОГК-3" "Костромская ГРЭС"

Назначение

Система телемеханики и связи филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» (далее по тексту - СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС») предназначена для измерени-ия напряжения, силы и частоты переменного тока, активной и реактивной мощности, а так же для автоматизированного сбора и первичной обработки собираемой информации о функционировании и состоянии основного и вспомогательного электротехнического оборудования филиала ОАО «ОГК 3» «Костромская ГРЭС», отображения информации на рабочих местах пользователей системы, передачи информации филиалу ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» «Костромское РДУ» и другим субъектам ОРЭ.

Областью применения СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» является оперативно-диспетчерское управление производством и передачей электрической энергии, выполнение требований системного оператора к участникам ОРЭ в части обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора.

Описание

СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» - многоуровневая информационно-измерительная иерархическая система с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Нижний уровень - представлен первичными измерительными преобразователями (ПИП), измерительными преобразователями (ИП), контроллерами сбора ТС, блоками регистрации аварийных событий системы (РАС), коммутаторами.

Задачами устройств нижнего уровня являются:

- измерения напряжения, силы и частоты переменного тока, активной и реактивной мощности в режиме телеизмерений (далее по тексту - ТИ) на присоединении;

- регистрация (осциллографирование) аварийных процессов на присоединениях;

- сбор информации о положении коммутационных аппаратов и состоянии устройств РЗиА в режим измерения телесигналов (далее по тексту - ТС) на присоединении;

- нормализация и масштабирование измеряемых и расчетных величин;

- присвоение всем измерениям и зарегистрированным событиям меток времени с точностью не хуже ±10 мсек;

- передача в цифровом виде измеренных и расчетных параметров на средний уровень СТМиС.

Средний уровень - представлен коммуникационными серверами, сервером РАС, маршрути-заторами/коммутаторами.

Задачами устройств среднего уровня являются:

- в части телемеханической информации:

- сбор данных с измерительного оборудования СТМиС;

- достоверизация и обработка собранных данных;

- ведение архивов (кольцевого типа) параметров электрической части ГРЭС;

- контроль работоспособности измерительного оборудования;

- сбор телемеханической информации с подсистемы регистрации аварийных событий, локальных системам АСУТП, прочих микропроцессорных измерительных устройств;

- обеспечение регламентированного доступа к данным;

- передача данных в ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» «Костромское РДУ» с заданной периодичностью и по регламентированному протоколу;

- локальное хранение данных по конфигурации и настройке подсистемы сбора и передачи телемеханической информации;

- передача данных на верхний уровень СТМиС.

- в части регистрации аварийных событий:

- сбор осциллограмм аварийных событий с регистрирующего оборудования системы РАС;

- сбор телемеханической информации с регистраторов аварийных событий;

- передача телемеханической информации в подсистему сбора и передачи телемеханической информации;

- ведение архивов осциллограмм аварийных событий;

- локальное хранение данных по конфигурации и настройке подсистемы регистрации аварийных событий;

- контроль работоспособности регистрирующего оборудования;

- обеспечение регламентированного доступа к данным;

- преобразование данных регистраторов (осциллограмм) в формат COMTRADE для обмена с внешними автоматизированными системами (АС);

- передача осциллограмм аварийных событий в филиал ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» «Костромское РДУ» и на верхний уровень СТМиС в соответствии с согласованным регламентом.

Верхний уровень - представлен центральными вычислительными ресурсами и АРМ пользователей, устройством единого астрономического времени, коммутаторами.

Задачами верхнего уровня являются:

- хранение в СУБД данных по конфигурации и настройке всех подсистем и модулей на основе информационной модели, текущей и архивной информации;

- обеспечение целостности и непротиворечивости данных об оборудовании, его состоянии и режимах работы, вторичных устройствах и их характеристиках, конфигурационных параметрах и других видах информации, необходимой для функционирования СТМиС и эффективной работы диспетчерского и эксплуатационного персонала;

- долгосрочное (не менее 5 лет) хранение в СУБД всех видов архивной информации: срезы, журналы, ведомости, результаты фиксации и регистрации, интервальные приращения и т.п.;

- поддержка различных представлений модели электрической части ГРЭС, включая CIM (Common Information Model) стандарта МЭК 61970, принятого в качестве основного для участников ОРЭМ;

- ведение нормативно-справочной информации;

- разграничение доступа к данным различных групп пользователей и процессов;

- обмен данными СУБД со смежными и внешними информационными и автоматизированными системами;

- оперативный контроль лимитов и графиков выработки;

- ведение оперативно-диспетчерских документов;

- преобразование информации в требуемые форматы (XML) для обмена с внешними АС;

- формирование отчетных документов;

- регистрация событий;

- учет выработки и потребления электроэнергии (для целей технологического управления);

- регистрация и допуск к работе эксплуатационного персонала и других пользователей СТМиС;

- загрузка и ведение дистрибутивов программного обеспечения (ПО);

- организация, загрузка, ведение, резервирование, защита и репликация БД СТМиС;

- загрузка АРМ программами и данными для повседневной работы;

- контроль режимов работы компонентов главной схемы ГРЭС;

- сбор и просмотр данных выборочного протоколирования действий пользователей СТМиС;

- контроль функционирования технических средств СТМиС;

- периодическая синхронизация времени в серверах СТМиС с системой календарного времени.

Уровни СТМиС связаны между собой отдельной локальной вычислительной сетью (ЛВС) (сеть технологического управления) Ethernet, разделенной на два сегмента:

Технологическая ЛВС сбора информации предназначена для организации обмена информацией между устройствами нижнего и среднего уровня с регламентированным циклом обмена (менее 1 с). Технологическая ЛВС сбора информации обеспечивает возможность организации обмена информацией с существующими и создаваемыми на ГРЭС автоматизированными системами (АСУТП, системы учета и т.п.)

Технологическая ЛВС СТМиС предназначена для организации обмена информацией между устройствами среднего и верхнего уровня, маршрутизации информации в административную ЛВС ОАО «ОГК 3» «Костромская ГРЭС» и смежные автоматизированные системы. ЛВС СТМиС обеспечивает предотвращение несанкционированного доступа от неавторизованных источников. Для взаимодействия между компонентами СТМиС используются транспортные протоколы TCP/IP и открытые прикладные протоколы (стандартов ГОСТ, МЭК, фирменные с открытыми спецификациями).

Принцип действия:

Первичные преобразователи, включенные в цепи нагрузки, приводят действительные значения токов и напряжений к нормированным величинам. ИП посредством трансформаторов тока и напряжения осуществляют измерение и вычисление сигналов ТИ, при необходимости осциллографирование режимов, сохраняют их в памяти с привязкой к единому календарному времени, производят передачу сигналов ТС в цифровом виде на средний уровень СТМиС.

На каждом уровне система обеспечивает защиту от несанкционированного доступа к информации как конструктивно, так и программно.

СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерений, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени. Синхронизация времени осуществляется на верхнем уровне сервером времени. Сигнал точного времени принемается с помощью GPS-приемника и передается на сервер времени. Далее сервер времени синхронизирует серверы СТМиС и измерительные преобразователи нижних уровней. СОЕВ выполняет законченную функциюизмерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени с точностью не хуже ±5/сутки.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» приведен в таблице 1.

Таблица 1

Примечание:

1А, 1В, 1С • сила переменного тока в фазах А, В, С;

UA, UB , Uc - напряжение переменного тока в фазах А, В, С; f- частота напряжения переменного тока;

Р ,Q - активная и реактивная мощность.

Метрологические характеристики измерительных каналов СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС»

Таблица 2

Примечания:

1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности на интервале! с;

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

3. Нормальные условия эксплуатации компонентов СТМ «Костромская ГРЭС»:

• напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)xUhom, ток (1 ...1,2)х1ном, cos(p=0,9 инд;

• температура окружающей среды (20±5) ЯС.

4. Рабочие условия эксплуатации компонентов СТМ «Костромская ГРЭС»:

• напряжение питающей сети (0,9...1,1)xUhom, ток (0,05...1,2)х!ном;

• температура окружающей среды:

- для счетчиков электроэнергии ION7330, 8600 от плюс 5 до плюс 35 ЯС;

- трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

- трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии ION 7330, 8600 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания), утвержденных типов, с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в, установленном на филиале ОАО «ОГК-3»-«Костромская ГРЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа СТМ «Костромская ГРЭС» как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» измерительных компонентов:

• ION 7330, 8600 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для преобразователей Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» от несанкционированного доступа:

• клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• данные ТТ о средних значениях фазных токов хранятся в долговременной памяти преобразователей и передаются на серверы верхних уровней;

• данные TH обеспечены журналом автоматической регистрации событий:

• панели подключения к электрическим интерфейсам преобразователей защищены механическими пломбами;

• организация доступа к информации посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• пароли на ION 7330, 8600 , серверах, маршрутизаторах, терминалах связи.

Возможность коррекции времени в (функция автоматизирована):

• ION 7330, 8600;

• Серверах.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» типографским способом.

Комплектность

Комплектность СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСП. Система телемеханики и связи филиала ОАО «ОГК-3»-«Костромская ГРЭС». Методика поверки» МП-592/446-2008, утвержденным ФГУ «Ростест-Москва» в декабре 2008 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ-по ГОСТ 8.217-2003;

- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- Счетчик ION 7330, 8600 - по документу «Счетчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки»;

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

- Переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы со счетчиками системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

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

4 ГОСТ 7746-2001. Трансформаторы тока. Общие технические условия

5 ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия.

6 ГОСТ Р 52323-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S.

7 ГОСТ Р 52425-2005 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии.

8 МИ 2999-2006 «Рекомендация. ГЦИ. Системы автоматизированные информационноизмерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа».

9 Техническая документация на систему телемеханики и связи филиала ОАО «ОГК-3»-«Костромская ГРЭС».

Заключение

Тип системы телемеханики и связи филиала ОАО «ОГК-3«-«Костромская ГРЭС», заводской № 001 утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.