Система телемеханики филиала ПАО "РусГидро" - "Нижегородская ГЭС", 67021-17

Назначение

Система телемеханики филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» (далее -система) предназначена для измерений действующих значений силы фазного электрического тока, действующих значений линейного напряжения, активной, реактивной мощности, частоты переменного тока на филиале ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС».

Описание

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

Система решает следующие задачи:

-    измерения действующих значений силы фазного тока (Ia, Ib, Ic);

-измерения действующих значений линейного напряжения (Uab);

-    измерения активной, реактивной мощности(Р, Q);

-    измерения частоты переменного тока (f);

-    автоматизированный сбор информации о функционировании основного и вспомогательного оборудования;

-    ведение единого времени системы;

-    отображения информации на рабочих местах пользователей системы;

-    регистрация результатов измерений с присвоением меток времени;

Система включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) класса точности (КТ) 0,5; 0,5S и 0,2S по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) класса точности (КТ) 0,5 по ГОСТ 1983-01, приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec PM130Р Plus (ГР № 36128-07) класса точности (КТ) 0,5S/0,5, счетчики многофункциональные для измерения показателей качества и учета электрической энергии Satec EM132 класса точности (КТ) 0,5S/0,5 (ГР № 49923-12) по ГОСТ 31819.22-2012 при измерении активной электрической энергии и ГОСТ 31819.23-2012 при измерении реактивной электрической энергии, указанных в таблице 2 (44 точки измерения). В виду отсутствия в ГОСТ 31819.23-2012 класса точности (КТ) 0,5 пределы погрешностей при измерении реактивной энергии не превышают значений аналогичных погрешностей для счетчиков класса точности (КТ) 0,5S по ГОСТ 31819.22-2012.

2-й    уровень - два резервированных сервера SIMATIC IPC847C, средства локальной вычислительной сети и доступа к информации, программное обеспечение (ПО) ПО PAS, устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 600 (ГР №56465-14), источник бесперебойного питания серверного шкафа (APC), автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями системы.

В каналах измерения электрических величин первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec PM130Р Plus и счетчиков многофункциональных для измерения показателей качества и учета электрической энергии Satec EM132 Satec EM132 (далее - измерительные преобразователи), преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения вычисляются действующие значения силы фазного

электрического тока, среднее по трем фазам действующие значения линейного напряжения, активная (Р), реактивная (Q) мощность и частота переменного тока (f).

Цифровой сигнал с выходов измерительных преобразователей поступает в базу данных сервера SIMATIC IPC847C, где выполняется присвоение меток времени и дальнейшая обработка измерительной информации.

Система телемеханики филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС» оснащена системой единого времени на базе двух независимых друг от друга устройств синхронизации частоты и времени типа Метроном 600. Устройства имеют встроенный источник приёма Глонасс/GPS и внешнюю антенну. Каждое устройство имеет 4 Ethernet порта, что обеспечивает синхронизацию всех выделенных сетей. Протокол синхронизации времени сервера SNTP. Все измерительные приборы синхронизируются периодически от серверов SCC с установленным интервалом времени. Синхронизация происходит прямой записью в ячейки памяти по протоколу Modbus.

Журналы событий счетчика электроэнергии, приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии, сервера отражают: время (дата, часы, минуты) коррекции часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройств в момент непосредственно предшествующий корректировке.

Программное обеспечение

В системе установлено программное обеспечение (далее-ПО) ПО SICAM PAS (Версия 1.4.12)

Идентификационные данные (признаки) ПО приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные данные (признаки) ПО

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений по Р 50.2.077-2014- средний.

Конструкция системы исключает возможность несанкционированного влияния на ПО системы и измерительную информацию (наличие специальных средств защиты-разграничение прав доступа, использование ключевого носителя, пароли, фиксация изменений в журнале событий), исключающие возможность несанкционированной модификации, загрузки фальсифицированного ПО и данных, считывания из памяти, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически значимой части ПО и измеренных данных.

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики системы должны соответствовать положениям постановления Правительства РФ от 31.10.2009 г. №879 «Об утверждении положения о единицах величин, допускаемых к применению в Российской Федерации», ГОСТ 8.009-84, РМГ 29-2013, а также действующим национальным стандартам на средства измерений.

Перечень компонентов системы, с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования присоединений, типов и классов точности средств измерений, входящих в состав измерительного канала (далее-ИК) представлен в таблице 2.

to

VO

to

00

to

si

to

W

to

Продолжение таблицы 2

КГ

td

0

н

1

td

0

н

1

С\

td

0 H

1

td

I

w

0 H

1

to

to

о

о

я

td

<

W W W    ^

р р р    О нн

ГО СО рз    О 00

)$ )$ )$    ^ ^ ч нн

W W W    ^

W W W    ^

м    О

о о о

WWW

о

00 si

00 00 00 р р р ГО И ГО О нн

to to to £ M ^ ^ ^ J7^

hJ

si si si _ si si slO

Ul

ООО

-t^ I—‘

<

«

. , . нн ,

HJ

1 1 1    Г—>

4^ 4^ 4^ о 3 О О 0>" g On On ^ Г2 to ^ to

CO CO CO i-^ H P P P О W

и а и о ,

^ ^ ^ io* io* io*

О (J

W

о

О О Щ

W

о

W

to -

4^ L/i

td

i

4^

О

H

■

to

to

On

H

JO

'ui

о

о

со со со ^ р р р [J го го го ^ ^ ^ ^ ° ю* ю* ю* WWW

to to to 4^ 4^ 4^

si si si 00 00 00 ^ si 4^

Ui

О

о

p w

со н ^ о

ю* ».

о

Lh

о

w

4^

VO

si

in

О

'ui

p W

' ' H о

i?

VO

si

4^

On

On

m

о

'ui

W w

■ ■ H о

CO

p

CO

Ю*

VO

si

w

w

4^

00

1П

s

cr>

о

m

S

о

о

m

S

о

о

Сn

s

cr>

о

СЯ

s

cr>

о

p    W

со    н

^    о

Ю*    “

p    «

со    н

^    о lo

о    ^

w    о

w    ^ о

On

p W

' ' H о

p W

со н

^ о

ю' “

w

H

JO

m

о

'ui

i?

i?

VO

si

4^

si

to

VO

si

О

4^

Ov 00

vo

si

О

4^

si О

Ся

m

о

'ui

m

Lfr

LTx

w

о

Tf

w

о

Tf

On

td

O

CD

l—I О

Й

к

о

н

о

со

si

и

К

о

н

4^ On

Метроном версии 600, Зав№ 030111283520

Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности в рабочих условиях измерения действующих значений силы фазного электрического тока (режим работы объекта по нагрузке: !нагр= !ном; !нагр= 0,2•Iном; Iнагр= 0,05Тном) приведены в таблице 3.

Таблица 3 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности в рабочих условиях измерений действующих значений силы фазного электрического тока

Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности в рабочих условиях измерения действующих значений линейного напряжения (Uab, Ubc, Uca) приведены в таблице 4.

Таблица 4 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности в рабочих условиях измерения действующих значений линейного напряжения

Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности в рабочих условиях измерений активной, реактивной мощности (параметры сети: напряжение (0,9-1,1)Uном, ток (0,01-1,2) !ном; 0,5 инд <cos ф<0,8 емк.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов тока и напряжения от минус 40 до плюс 70 °С, приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии от минус 30 до плюс 60 °С, счетчики многофункциональные для измерения показателей качества и учета электрической энергии Satec EM132 от минус 20 до плюс 60 °С, сервера от 10 до 35 °С) приведены в таблицах 5,6.

Таблица 5 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерений активной, реактивной мощности (Р, Q)_

Таблица 6 - Пределы допускаемой относительной погрешности измерений активной, реактивной мощности (Р, Q) в рабочих условиях_

Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности в рабочих условиях измерений частоты переменного тока (5f ) приведены в таблице 7.

Таблица 7 - Пределы допускаемой основной относительной погрешности и относительной погрешности в рабочих условиях измерений частоты переменного тока (5f )_

Надежность применяемых в системе компонентов:

-    прибор для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec PM130Р Plus

-    среднее время наработки на отказ, не менее Т =92000 ч,

-    счетчики многофункциональные для измерения показателей качества и учета электрической энергии Satec EM132

-    среднее время наработки на отказ, не менее Т = 92000ч, сервер

-    среднее время наработки на отказ, не менее Т =150 000 ч,

Защита технических и программных средств системы от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    панели подключения к электрическим интерфейсам приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec PM130Р Plus и счетчиков многофункциональных для измерения показателей качества и учета электрической энергии Satec EM132 Satec EM132 защищены механическими пломбами;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на приборах для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec PM130Р и в счетчиках многофункциональных для измерения показателей качества и учета электрической энергии Satec EM132, сервере;

-    организация доступа к информации на сервере посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

защита результатов измерений при передаче.

Возможность коррекции времени в:

-    счетчике (функция автоматизирована);

-    приборах для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec PM130Р Plus и счетчиках многофункциональных для измерения показателей качества и учета электрической энергии Satec EM132 (функция автоматизирована);

-    цифровых регистраторах (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

-    сервер - хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений не менее 3,5 лет.

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации системы типографским способом.

Комплектность

В комплект поставки системы входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства.

Комплектность системы приведена в таблице 8.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-12-7714348389-2016 «Система телемеханики филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС». Методика поверки, утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 13.01.2017 г.

Основные средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec PM130Р Plus и Satec EM132 в соответствии с документом «Приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec PM130Р Plus, Satec EM132. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.;

-    счетчики многофункциональные для измерения показателей качества и учета электрической энергии Satec EM132 в соответствии с документом МП 49923-12 «Счетчики многофункциональные для измерения показателей качества и учета электрической энергии EM133/EM132/EM131 компании «SATEC Ltd», (Израиль). Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» в 2012 г.;

Основное оборудование - устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 600 в соответствии с документом М003-13-СИ МП "Устройства синхронизации частоты и времени Метроном версии 300, 600, 900, 1000, 3000. Методика поверки", утвержденным ФГУП «ЦНИИС» в декабре 2013 г.;

-    радиочасы МИР РЧ-01, ГР №27008-04;

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5», ГР № 33750-12.

Допускается применять средства поверки, не приведенные в перечне, но обеспечивающие определение метрологических характеристик системы с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке, оформленное в соответствии с приказом Минпромторга России № 1815 от 02.08.2015 года «Об утверждении Порядка проведения поверки средств измерений, требований к знаку поверки и содержанию свидетельства о поверке».

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений действующих значений силы фазного электрического тока, действующих значений линейного напряжения, частоты переменного тока, активной, реактивной мощности с использованием системы телемеханики филиала ПАО «РусГидро» - «Нижегородская ГЭС». Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 162/RA.RU 311290/2015/2016 от 15 декабря 2016 г.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе

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

ГОСТ 7746-2001.Трансформаторы тока. Общие технические условия ГОСТ 1983-2001. Трансформаторы напряжения. Общие технические условия ГОСТ 14014-91 Приборы и преобразователи цифровые напряжения, тока, сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний

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 31819.22-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S

ГОСТ 31819.23-2012. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (ГЕС 62053-23:2003, MOD)