Система телемеханики и связи Цимлянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ - Экоэнерго", 76085-19

Назначение

Система телемеханики и связи Цимлянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ - Экоэнерго" (далее по тексту - система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic), среднего по 3-м фазам действующих значений силы электрического тока (1ср), действующих значений фазного напряжения (Ua, Ub, Uc), среднего по 3-м фазам действующих значений фазного напряжения (иср), действующих значений линейного напряжения (Uab, Ubc, Uca), частоты переменного тока (f), активной, реактивной и полной мощности (P, Q, S) на Цимлянской ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ - Экоэнерго", а также регистрации и хранения телесигналов и телеизмерений во времени, нормальных и аварийных процессов и событий.

Описание

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

Система включает в себя следующие уровни:

1-й    уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ), измерительные трансформаторы напряжения (ТН), счетчики электрической энергии типа ION 7330, контроллеры WAGO, регистраторы цифровые типа РЭС-3, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных.

2-й    уровень - два сервера типа 843557-425 DL380Gen E5-2620v4 с установленным «Оперативно-Информационным Комплеком «СК-2007» (ПО ОИК «СК-2007), устройство синхронизации времени NTР-сервер точного времени типа LANTIME/GPS/АНS, автоматизированные рабочие места (АРМы), каналообразующая аппаратура 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 измерительных преобразователей, 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 электрического тока (I), среднее по трем фазам действующие значения фазных и линейных напряжений (U), активная (Р), реактивная (Q) и полная (S) мощность и частота переменного тока (f).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ION поступает в базы данных серверов, где выполняется присвоение меток времени и дальнейшая обработка измерительной информации (формирование протокола МЭК 870-5-104 и т. п.).

В каналах регистрации аварийных событий напряжение со вторичных обмоток, поступает в РЭС-3, где происходит измерение и регистрация значений напряжений с привязкой ко времени и передача зарегистрированных значений в базу данных серверов, регистрация дискретных сигналов релейной защиты и автоматики, обработка информации в реальном масштабе времени, формирование различного типа архивов и их энергонезависимое хранение.

Сбор информации о выключателях и разъединителях осуществляется контролером WAGO.

Передача информации в Филиал АО «СО - ЦДУ ЕЭС» Ростовское РДУ осуществляется по основному и резервному каналам связи (используется протокол МЭК 870-5-104). В системе реализован FTP-доступ к папке на серверах ОИК «СК-2007», в которой хранятся данные об аварийных событиях на объекте.

Система оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени типа КТР-сервер точного времени типа ЬАКТГМЕ/ОРБ/АНБ, который синхронизирован с сигналами точного времени от GPS-приемника с погрешностью синхронизации ±5 мс. Сервер времени контролирует рассогласование времени серверов системы относительно собственного времени и по достижении рассогласования 20 мс корректирует время таймеров серверов системы по протоколу SNTP и раз в 15 мин корректирует время таймера цифровых регистраторов РЭС-3 по протоколу DNP. Погрешность по времени, обусловленная несовпадением моментов времени появления данных на выходе счетчиков или цифровых регистраторов с моментами времени, к которым они отнесены в базе данных серверов, не превышает ± 300 мс.

Журналы событий счетчиков, РЭС-3 и сервера системы отображают факты коррекции времени с обязательной фиксацией времени до и после коррекции и (или) величины коррекции времени, на которую было скорректировано устройство.

Программное обеспечение

В системе используется ПО ОИК «СК-2007» (Версия 7.7.6). Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений предусматривает ведение журналов фиксации ошибок, фиксации изменений параметров, защиты прав пользователей и входа с помощью пароля, защиты передачи данных с помощью контрольных сумм, что соответствует уровню -«средний» в соответствии Р 50.2.077-2014. Метрологически значимая часть ПО приведена в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные признаки ПО

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и метрологические характеристики системы приведены в таблице 2.

5

2

4 -7

5 5

3

4

8/

/S

4 v 0 2 6 2 -

5 E

n

e

eG

0

8

3

L

D

КРУ-10 кВ IIC

0,9

0,01

1

0,01

38

S

P

G

T

AN

L

НАЛИ-СЭЩ 10000/100 КТ 0,5 Рег. № 51621-12

ION 7330 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

Ua, Ub, Uc, Uq, f

Пределы допускаемой погрешности СОЕВ, с

±5

Примечания:

1    Допускается замена ТТ, ТН , счетчиков, цифровых регистраторов на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2, при условии, что Предприятие-владелец системы не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик.

2    Допускается замена УСВ на аналогичные утвержденных типов.

3    Замена оформляется техническим актом в установленном на Предприятии-владельце системы порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами на систему, как их неотъемлемая часть.

4    В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в нормальных и рабочих условиях эксплуатации, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cos9=0,8 (sin9=0,6); токе ТТ, равном 100 % от !ном активной, реактивной и полной мощности, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от +8°С до +30 °С ; при I= !ном для действующих значений силы электрического тока, среднего по 3-м фазам действующих значений силы электрического тока, при Ц=1,0-Цном для действующих значений фазного и линейного напряжений._

Таблица 3 - Основные технические характеристики системы

Надежность системных решений:

-    резервирование питания всех компонентов системы выполнено посредством автоматического ввода резерва и источников бесперебойного питания;

Защита технических и программных средств системы от несанкционированного доступа:

-    клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

-    наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, регистраторах цифровых РЭС-3, серверах;

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

Возможность коррекции времени в:

-    цифровых регистраторах (функция автоматизирована);

-    сервере (функция автоматизирована);

-    счетчиках электрической энергии (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему типографским способом.

Комплектность

Комплектность системы представлена в таблице 4.

Поверка

осуществляется по документу МП 26.51.43/01/19 «Система телемеханики и связи Цимлянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ - Экоэнерго", утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 07.06.2019 г.

Основные средства поверки:

-    трансформаторы тока по ГОСТ 8.217-2003;

-    трансформаторы напряжения по ГОСТ 8.216-2011;

-    счетчики электрической энергии многофункциональные ION в соответствии с документом «Счётчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки, утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ» им. Менделеева» 22 января 2002 г;

-    регистраторы цифровые РЭС-3 в соответствии с документом МП 76-262-2006 «Регистраторы цифровые РЭС-3». Методика поверки, утвержденным УНИИМ в январе 2008 г;

-    измеритель влажности и температуры ИВТМ-7 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 15500-12);

-    мультиметр «Ресурс-ПЭ-5 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12);

-    радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик, поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

приведены в документе Методика (метод) измерений действующих значений силы электрического тока, среднего по 3-м фазам действующих значений силы фазного электрического тока, действующих значений фазного напряжения, среднего по 3-м фазам действующих значений фазного напряжения, действующих значений линейного напряжения, частоты переменного тока, активной, реактивной и полной мощности с использованием системы телемеханики и связи Цимлянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ - Экоэнерго". МВИ 26.51.43/01/19.

Нормативные документы, устанавливающие требования к системе

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

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

ГОСТ 26.205-88 Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия