Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО "РусГидро" - "Зейская ГЭС" (система телемеханики комплекса СОТИАССО)
Назначение
Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала АО «РусГидро» - «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 1А, 1В, 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 UcP.mH напряжений;
- активной Ра, РВ, Рс, Рсум, реактивной Qa, Qb, Qc, QcyM 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 2AI I, который выполняет сбор и обработку информации и входит в состав устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET2OOS (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 ET2OOS (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 Icp, 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 2AI 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 ET2OOS 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, ET2OOS 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, Германия) - 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 DE.АЮ77.В11381), ПО сервера СЕВ, а также ПО измерителей электрических величин SIMEAS Р - «SIMEAS Р» и ПО устройств распределенного ввода-вывода SIMATIC ET2OOS - 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
| Наименование программного обеспечения | Наименование и назначение программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспе- | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| SICAM PAS | SICAM PAS UI-Configuration: создание новых конфигураций и модификации существующей конфигурации (6 основных частей): приём данных через IEC60870-5-104Master, OPC Client, драйвер PROFIBUS DP Master передача данных через: IEC60870-5-101Master, IEC60870-5-101Slave; IEC60870-5-104Master, IEC60870-5-104Slave. Обработка данных (автоматизация): CFC Automation> SoftPLC UI (виртуальный контроллер) в модулях: ADV.CFC, ADV1.CFC, ASUTP.CFC,ASUTP1.CFC, _2kp.CFC, _4kp.CFC, 5kp.CFC. | PASConfig.exe opcclient.exe profibusdp.exe t101.exe t101slave.exe T104.exe T104Slave.exe SoftPLC.exe | v 6.0 | 7eca1448d2612b456f08528edeead815 8a8b228e557b65697090417e105110af 74ceddc95bc2f9cab29efc9481fdedbb 349965ba7246f423e93e373cc31fe2fd 4380bf63d1028a523c487e0faeda7abf 352ef3ca2ffc1e2ee8fc72f8b426ce92 79d8687a95f7fec537b5e156db4d66d9 5165e1cd62ae176abda5d9dc0ec0668b | MD5 |
| SICAM PAS UI-Operation: наблюдение за состоянием соединений и управление соединениями (статус соединений) | PASOperate.exe | 83a72b907ea8573165057922f9eb0858 | |||
| SICAM PAS ValueViewer: полный обзор информации по работе системы. Тестирование соединений и ручное задание значений | PASValueViewer. exe | 7c36e9a5ba99cdbbb28cbe7eb5b11417 | |||
| SICAM PAS Feature Enable: Библиотека шифрования паролей | PASFeature Enabler.exe | e4979074dc7b5c49e3858c4931b10053 |
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
RU.0001.01 БИ00 №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);
У ровень 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
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительных каналов | Измеряемые величины | Метрологические характеристики ИК | |||
| ТТ | ТН | Измеритель электрич.величин | Осн. относит погр-ть, % | Относит. погр-ть в рабочих условиях% | |||
| 1 | 21T | ТВ-110-VIII 400/5 Кл.0,2 Зав.№ 1697 Зав.№ 1698 Зав.№ 1699 | EPR20Z 15750/^3/100/^3 Кл.0,2 Зав.№ 1598600003 Зав.№ 1598600002 Зав.№ 1598600001 | SIMEAS Р 7KG7610 Зав.№ BF1009102380 | ± 1,3 (при cosy =0,9) ± 2,3 (при cosvi =0,5) ± 1,3 (при cosvi =0,8) ± 2,0 (при cosvi =0,5) | ||
| 2 | 22T | ТВ-110-VIII 400/5 Кл.0,2 Зав.№ 1700 Зав.№ 1701 Зав.№ 1702 | EPR20Z 15750/^3/100/^3 Кл.0,2 Зав.№ 1598600009 Зав.№ 1598600028 Зав.№ 1598600007 | SIMEAS Р 7KG7610 Зав.№ BF1009102381 | Ра, Рв, Рс, Р с сум Qa, Qb, Qc, QcyM | ±0,7 ±1,2 | |
| 3 | 23T | ТВ-110-VIII 400/5 Кл.0,2 Зав.№ 1706 Зав.№ 1707 Зав.№ 1708 | TJC 6-G 15750/^3/100/^3 Кл.0,2 Зав.№1УЦТ5210015619 Зав.№1УЦТ5210015618 Зав.№1УЦТ5210015617 | SIMEAS Р 7KG7610 Зав.№ BF1009102379 | |||
Продолжение табл. 2
| № ИК | Наименование объекта | Состав измерительных каналов | Измеряемые величины | Метрологические характеристики ИК | |||
| ТТ | ТН | Измеритель электрич.величин | Осн. относит погр-ть, % | Относит. погр-ть в рабочих условиях% | |||
| 4 | 1T | JR 0,5 Кл.1,0 Зав.№3/06/2738 Зав.№3/06/2741 Зав.№3/06/2744 | СРВ 245 220000/^3/100/^3 Кл.0,5 Зав.№ 8703046 Зав.№ 8703047 Зав.№ 8703048 Резерв: Зав.№ 8703039 Зав.№ 8703050 Зав.№ 8703040 | SIMEAS Р 7KG7755 Зав.№ BF0812076684 | IA, IB, IC, ICP Ра, Рв, Рс, Р с сум Qa, Qb, Qc, QcyM | ±1,2 ±1,4 ±4,3 | ± 1,3 (при cosф =0,9) ±10,5(при cosp=0,5) ± 1,8 (при cosp =0,9) ±10,6(при cosp=0,5) ± 2,1 (при cosp =0,8) ± 8,5 (при cosp =0,5) |
| 5 | 2Т | ТВТ-220 1000/1 Кл.1,0 Зав.№ 7892 Зав.№ 5464 Зав.№ 7793 | SIMEAS Р 7KG7755 Зав.№ BF0812074309 | ||||
| 6 | 3Т | ТВТ-500М 1000/1 Кл.1,0 Зав.№ 20602 Зав.№ 20597 Зав.№ 20600 | СРВ 550 500000/^3/100/^3 Кл.0,5 Зав.№ 8676868 Зав.№ 8676866 Зав.№ 8676867 Резерв: Зав.№ 8676864 Зав.№ 8676865 Зав.№ 8676869 | SIMEAS Р 7KG7755 Зав.№ BF0812076712 | |||
| 7 | 4Т | ТВТ-500М 1000/1 Кл.1,0 Зав.№ 5079 Зав.№ 5073 Зав.№ 5077 | SIMEAS Р 7KG7755 Зав.№ BF0812076707 | ||||
| 8 | 5Т | ТВТ-500М 1000/1 Кл.1,0 Зав.№ 19180 Зав.№ 19182 Зав.№ 19184 | SIMEAS Р 7KG7755 Зав.№ BF0812076715 | ||||
| 9 | 6Т | JR 0,5 Кл.1,0 Зав.№3/06/2751 Зав.№3/06/2754 Зав.№3/06/2757 | SIMEAS Р 7KG7755 Зав.№ BF0812074307 | ||||
| 10 | В1- АТ220 | ТФНД 220 1000/1 кл.0,5 Зав.№ 2043 Зав.№ 2045 Зав.№ 2034 | СРВ 245 220000/^3/100/^3 Кл.0,5 Зав.№ 8703043 Зав.№ 8710326 Зав.№ 8710325 | SIMEAS Р 7KG7755 Зав.№ BF0812076736 | IA, IB, IC, ICP Ра, Рв, Рс, Р с сум Qa, Qb, Qc, QcyM | ±0,7 ±1,0 ±2,5 | ± 0,9 (при cosp =0,9) ± 5,3 (при cosp =0,5) ± 1,5 (при cosp =0,9) ± 5,5 (при cosp =0,5) ± 1,6 (при cosp =0,8) ± 4,5 (при cosp =0,5) |
| 11 | В2-АТ220 | ТФНД 220 1000/1 кл.0,5 Зав.№ 2480 Зав.№ 1768 Зав.№ 2703 | SIMEAS Р 7KG7755 Зав.№ BF0812076702 | ||||
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)Uhom; ток (1 - 1,2)1ном, со.8ф = 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)Uhom; ток (0,05-1,2)1ном; со,8ф = (0,5инд - 1,0 - 0,8емк); частота сети (0,98 - 1,02)/ном;
и минимальна при cosф = 1,0, а максимальна при cosф = 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
| Наименование физической величины | Состав измерительного канала | Метрологические характеристики ИК | ||||
| Датчик | электрическая часть | |||||
| Диапазон измерений | Первичный измерительный преобразователь (датчик); абсолютная погрешность (А) | Диапазон входного сигнала, мА | Тип контроллера, измерительного модуля; приведенная погрешность (y) | Осн. относ. погр-ть ^СкЕг), % | Относит. погр-ть в раб. условиях ^СкЕ, % | |
| Скорость наружного воздушного потока (ветра) | (0,8 — 50) м/с | Датчик скорости воздушного потока (ветра) М-127; А = ± (0,4 + 0,04 v), где v - скорость воз-душного потока, м/с | (4 - 20); (0 - 20) | Устройство распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200S (6ES7134-4GB62-0AB0) с модулями SM331 ввода токовых сигналов 2AII HIGH SPEED; Y = ± 0,7 | ± 1,6 при v=50 ± 60 при v=0,8 | ± 1,6 при v=50 ± 60 при v=0,8 |
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 «РусГидро» - «Зейская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО).
Комплектность
Комплектность СТИ ЗеГЭС приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Комплектность СТИ ЗеГЭС
| № | Наименование | № Г осреестра СИ РФ | Пределы допускаемой приведённой погр-ти либо кл. точности СИ (относ. погр-ть) либо абсолютная погрешность; количество, шт. |
| 1 | Основные измерительные средства количества электроэнергии и мощности | ||
| 1.1 | Измерительные трансформаторы тока | ||
| 1.1.1 | ТВТ 500 | ГР № 3634-73 | КТ 1,0 (9 шт.) |
| 1.1.2 | ТВТ-220 | ГР № 3638-73 | КТ 1,0 (з шт.) |
| 1.1.3 | ТФНД-220 | ГР № 3694-73 | КТ 0,5 (6 шт.) |
| 1.1.4 | ТВ-110-VIII | ГР № 3635-73 | КТ 0,2 (12 шт.) |
| 1.1.5 | JR 0,5 | ГР № 35406-07 | КТ 1,0 (3 шт.) |
| 1.2 | Измерительные трансформаторы напряжения | ||
| 1.2.1 | СРВ 550 | ГР № 15853-06 | КТ 0,5 (6 шт.) |
| 1.2.2 | СРВ 245 | ГР № 15853-06 | КТ 0,5 (9 шт.) |
| 1.2.3 | TJC 6 | ГР № 36413-07 | КТ 0,2 (з шт.) |
| 1.2.4 | EPR20Z | ГР № 30369-05 | КТ 0,2 (6 шт.) |
| 1.3 | Измерители электрических величин | ||
| 1.3.1 | SIMEAS Р 7KG7755 | ГР № 38083-08 ГОСТ 14014-91 | ±0,002Uhom (при (0,1 1,2) Uhom) ±0,002 Ihom (при (0,1-1,2) Ihom) ± 0,005 Phom ± 0,005 Qhom ± 0,005 Shom ± 10 мГц (8 шт.) |
| 1.3.2 | SIMEAS Р 7KG7610 | ГР № 30920-05 ГОСТ 14014-91 | ±0,001 Uhom (при (0,1 1,2) Uhom) ±0,001 Ihom (при (0,1-1,2) Ihom) ± 0,005 Phom ± 0,005 Qhom ± 0,005 Shom ± 10 мГц (3 шт.) |
| 1.4 | Измерительные преобразователи | ||
| 1.4.1 | Датчик ветра М-127 | ГР № 10146-85 ГОСТ 8.542-86 | ± (0,4 + 0,04^ v) м/с ± 8 градусов (1 шт.) |
| 1.4.2 | Устройства распределенного ввода-вывода ET200S | ГР № 22734-06 | ± 0,14 мА (2 шт.) |
| Вспомогательные технические компоненты | |||
| 2 | Средства вычислительной техники и связи | ||
| 2.1 | Сервер промышленный SICAM PAS | - | 1 шт. |
| 2.2 | Сервер времени LANTIME M300/GRC | 1 шт. | |
| 2.3 | Экран межсетевой ССПТ-2-01 | - | 4 шт. |
| 2.4 | Коммутатор МОХА | - | 6 шт. |
| 2.5 | Сервер устройств NPortIA5150I | 1 шт. | |
| № | Наименование | № Г осреестра СИ РФ | Пределы допускаемой приведённой погр-ти либо кл. точности СИ (относ.погр-ть) либо абсолютная погрешность; количество, шт. |
| 2.6 | Модуль связи оптический OLM/G12 | 4 шт. | |
| 2.7 | Источник бесперебойного питания (ИБП) Pulsar MX 5000 RT | - | 1 шт. |
| Эксплуатационная документация | |||
| 3.1 | Техническое описание СТИ Зе-ГЭС | ||
| 3.2 | Инструкция по эксплуатации СТИ ЗеГЭС | ||
| 3.3 | Инструкция по техническому обслуживанию СТИ ЗеГЭС | - | 1 экз. |
| 3.4 | Паспорт-формуляр СТИ ЗеГЭС | - | 1 экз. |
| 3.5 | Методика поверки СТИ ЗеГЭС | - | 1 экз. |
| 3.6 | Техническая документация на комплектующие изделия | - | 1 комплект |
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 ET2OOS 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 документы
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.