Система сбора и передачи информации Филиала ОАО "ГидроОГК" - "Чебоксарская ГЭС"

Назначение

Система сэора и передачи информации Филиала ОАО «ГидроОГК» - «Чебоксарская ГЭС» (далее ССПИ ЧеГЭС) предназначена для автоматизированного сбора данных о текущем режиме электрических сетей, данных о функционировании основного и вспомогательного оборудования Филиала ОАО «ГидроОГК» - «Чебоксарская ГЭС» и передачи их в автоматизированную систему Системного оператора.

Система используется при диспетчерско-технологическом управлении Филиала ОАО «ГидроОГК» - «Чебоксарская ГЭС» для оптимизации режимов работы оборудования, повышения надежности и безаварийности работы и увеличения сроков его эксплуатации.

Описание

Система реализована на базе программно-технических решений компании ООО «НТК Интерфейс» - ОИК «Диспетчер», удаленных устройств телемеханики RTU 560 (Гос-реестр № 27994-04), преобразователей измерительных АЕТ-411 и АЕТ-413 (Госреестр № 29207-05), различных коммуникационных средств и программного обеспечения.

ССПИ ЧеГЭС решает следующие задачи:

- контроль за состоянием коммутационного оборудования;

- измерение фазных значений действующего значения силы электрического тока;

- измерение действующих значений линейного напряжения;

- измерение активной и реактивной мощности;

- измерение частоты переменного тока;

- восприятие дискретных сигналов;

- передачу аналоговой и дискретной информации на АРМ оператора Филиала ОАО «ГидроОГК» - «Чебоксарская ГЭС» и на диспетчерский пункт филиала ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Чувашское РДУ и ОДУ Средней Волги;

- ведение единого времени системы;

- регистрацию телесигналов во времени;

формирювание 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 Филиала ОАО «ГидроОГК» - «Чебоксарская ГЭС» в реальном масштабе времени.

ССПИ ЧеГЭС представляет собой многоуровневую распределенную информационноизмерительную систему и находится на нижней ступени иерархии системы диспетчерского управления с центром сбора информации в филиале ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Чувашское РДУ.

1-й (полевой) уровень включает в себя следующие компоненты:

- измерительные трансформаторы тока и напряжения;

- шунты для измерения постоянного тока;

- источники дискретных сигналов (блок-контакты, контакты реле).

2-й (нижний) уровень включает в себя:

- удаленные устройства телемеханики RTU 560;

- цифровые измерительные преобразователи;

- промышленные сети для коммуникации устройств нижнего уровня с оборудованием верхнего уровня.

3-й (верхний) уровень - включает в себя:

- 2 сервера ССПИ (основной и резервный);

- 2 автоматизированных рабочих места (АРМ) ССПИ;

- средства локальной вычислительной сети, объединяющей АРМы и серверы;

- средства передачи информации (коммуникационное оборудование) для передачи информации на диспетчерский пункт филиала ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС» - Чувашское РДУ и ОДУ Средней Волги.

Первичные фазные токи и напряжения масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1/5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы измерительных преобразователей (ИП) АЕТ-411 и АЕТ-413, преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. Частота (f) в ИП определяется по одному из линейных напряжений. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя вычисляются действующие значения фазного (UA, UB, Uc) и линейного (ПАВ, UBC, UCA) напряжений, фазных токов (1А, 1в, 1с), а также «мгновенные» (средние за период сети) значения трехфазной активной (Р) и реактивной (Q) мощности.

Цифровой сигнал с выхода ИП по проводным линиям связи (электрическим RS 485 и оптическим) поступает на входы устройства телемеханики удаленного RTU 560 (резервированного). В устройстве телемеханики осуществляется: приведение действующих значений линейного напряжения, действующих значений силы фазового тока, активной и реактивной мощности в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и TH и нормирующих коэффициентов ИП, формирование групп (суммирование) по активной и реактивной мощностям, присвоение полученным данным меток времени, консолидация и промежуточное хранение измерительной информации.

На верхнем уровне ССПИ - сервере БД выполняется дальнейшая обработка измерительной информации: формирование и хранение поступающей информации; предоставление информации оперативному персоналу (вывод на АРМ); оформление справочных и отчетных документов и их распечатка.

Передача информации в автоматизированную систему Системного оператора осуществляется от устройства телемеханики по выделенным цифровым каналам по протоколу МЭК 60870-5-101.

ССПИ оснащена устройством синхронизации системного времени (УССВ), установленном в RTU 560. Устройство синхронизации системного времени включает в себя приемник сигналов точного времени от спутников типа 560RTC01.

Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени системы, мс         ±10

Пределы допускаемой погрешности регистрации по времени измеренных

величин, мс                                                               ±20

Таблица 1. Метрологические характеристики ИК

Примечания:

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

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

3. Допускается замена измерительных трансформаторов и измерительных преобразователей на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.

4. При расчете относительной погрешности в рабочих условиях пренебрегается всеми дополнительными погрешностями, кроме температурной и влияния внешних ЭМ полей.

5. Основная относительная погрешность измерения приведена для следующих нормальных условий применения:

параметры сети:

напряжение

ток

cosip

частота сети

(0,98 + 1,02) ином;

1ном;

0,9 инд.;

(0,99 + 1,01) (ном;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °C;

- дополнительная относительная погрешность, вызванная падением напряжения в линиях соединения преобразователей АЕТ 400 с TH, не более 0,25%;

- другие параметры, влияющие на дополнительную относительную погрешность измерения, отсутствуют.

6. Относительная погрешность измерения приведена для следующих рабочих условий применения:

параметры сети

напряжение ток

cosip частота сети

(0,9 + 1,1) ином;

(0,02 + 1,2) 1ном для Яч. 6 СП 6кВ КРУ-3 и

Яч. 9 СН 6кВ КРУ-3;

(0,05 + 1,2) 1ном для остальных присоединений;

0,8 инд.;

(0,98 + 1,02) (ном;

относительная влажность от 30 до 80 % во всем диапазоне рабочих температур;

дополнительная относительная погрешность, вызванная падением напряжения в линиях соединения преобразователей АЕТ 400 с TH, не более 0,25%;

дополнительная относительная погрешность, вызванная влиянием внешних ЭМ полей, не более 30 А/м;

допускаемая температура окружающей среды:

- для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 55 °C;

- для преобразователей АЕТ 400 и устройств телемеханики от 10 до 35 °C.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы паспорта системы сбора и передачи информации Филиала ОАО «ГидроОГК» - «Чебоксарская ГЭС».

Комплектность

Комплектность системы сбора и передачи информации Филиала ОАО «ГидроОГК» -«Чебоксарская ГЭС» 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 «Система сбора и передачи информации Филиала ОАО «ГидроОГК» - «Чебоксарская ГЭС». Методика поверки» ВУАМ.425270.108.МП, согласованным с ФГУП «ВНИИМС» ноябре 2007 г.

Межповерочный интервал отдельно поверяемых измерительных компонентов комплекса - в соответствии с их технической документацией; совместно поверяемой части комплекса - 4 года.

Нормативные документы

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

ГОСТ Р МЭК 870-4-93 Устройства и системы телемеханики. Часть 4. Технические требования.

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

Техническая документация «Компания Этна-Холдинг», г. Смоленск, заводской номер ВУАМ.425270.108..

Заключение

Тип системы сбора и передачи информации Филиала ОАО «ГидроОГК» - «Чебоксарская ГЭС», заводской номер ВУАМ.425270.108, утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.