Система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) филиала ПАО "РусГидро" - "Зейская ГЭС"

Назначение

Система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) филиала ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» предназначена для телеизмерений, автоматизированного сбора и обработки дискретных телесигналов о состоянии и режимах работы основного и сетевого электрооборудования Зейской ГЭС, контроля энергетического оборудования, процессов генерации и распределения электроэнергии, для организации обмена информацией с существующей смежной АСУ ТП Зейской ГЭС, для автоматизированного сбора, обработки и передачи полученной информации на верхние уровни диспетчерского управления - на диспетчерские пункты филиалов АО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока.

Система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) филиала ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» непрерывно выполняет измерения и сбор следующих электрических величин:

- действующих значений фазных токов IA, IB, 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 Uср.ф и линейного Uср.лин напряжений;

- активной Ра, Рв, Рс, Рсум, реактивной QA, QB, Qc, QeyM и полной SA, SB, Sc, ScyM электрических мощностей - пофазных и суммарных трёхфазных;

- частоты f переменного тока;

а также следующих физических величин:

- времени в национальной шкале координированного времени Российской Федерации UTC (SU) (далее - время).

ССПТИ используется при диспетчерско-технологическом управлении оборудованием Зейской ГЭС для оптимизации режимов его работы, повышения надежности и безаварийности работы, увеличения сроков эксплуатации.

Описание

ССПТИ представляет собой многофункциональную , многоуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.

обеспечивает выполнение телеизмерений и следующих основных функций:

- ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ) на всех уровнях иерархии;

- регистрацию сигналов телеизмерений с присвоением метки времени;

- приём сигналов от элементов существующих систем АСУ ТП, САУ ОРУ;

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств ССПТИ;

- конфигурирование и настройку параметров ССПТИ;

- разграничение прав доступа к конфигурации, параметрированию и информационным данным путем использования системы паролей;

- формирование базы данных, архивов сообщений и параметров;

- передачу аналоговой и дискретной информации на диспетчерские пункты филиалов АО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока.

ССПТИ находится на нижней ступени иерархии системы диспетчерского управления с центром сбора информации и управления в филиалах АО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока.

ССПТИ реализована на базе программно-технических решений компании Siemens и включает в себя измерительные каналы (ИК) электрических величин, состоящие из измерительных трансформаторов тока и напряжения, вторичных измерительных цепей на первом уровне и измерителей электрических величин (ИЭВ) SIMEAS Р на втором. Перечень ИК приведен в таблице 2.

Принцип действия ИК электрических величин заключается в масштабном преобразовании первичных токов и напряжений измерительными трансформаторами тока (ТТ) и трансформаторами напряжения (ТН) в сигналы низкого уровня, которые поступают на ИЭВ SIMEAS Р, где происходит 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, а также фазных и суммарных трехфазных значений активной и реактивной мощностей. Частота в ИЭВ определяется по напряжению. Результаты измерений электрических величин передаются из внутренней памяти ИЭВ через цифровой интерфейс RS-485 для хранения и отображения на контроллер сбора S7-1200 по системной шине ProfiBus DP. В ИЭВ SIMEAS Р происходит преобразование результатов измерений из цифрового кода в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

ПО контроллера сбора S7-1200 также диагностирует и анализирует состояние каналов связи (полевая шина ProfiBus DP) с ИЭВ SIMEAS Р и в случае обрыва связи передает информацию на сервера ССПТИ.

Третий уровень состоит из серверов ССПТИ, являющихся Центральной приёмо-передающей станцией (ЦППС) - осуществляет внутрисистемный обмен информацией по цифровым каналам связи с помощью коммуникационных модулей и сетевых устройств.

ЦППС обеспечивает непрерывный сбор (через выделенный интерфейс LAN системы WinCC OA) данных, поступающих через промышленные коммутаторы (по Ethernet TCP/IP на основе резервированной ВОЛС и витой пары) с серверов смежных автономных подсистем:

- АСУ ТП (ИИС управления гидроагрегатами (Рег. № 48103-11), система контроля гидротехнических параметров ( напора, уровней бьефов), телесигналы и др.),

- САУ ОРУ (система автоматизированного управления открытыми распределительными устройствами 500 кВ и 220 кВ).

ЦППС осуществляет также функции:

- диагностики состояния каналов связи с серверами САУ ОРУ, АСУТП, контроллером S7-1200, с РДУ, ОДУ, ИА «РусГидро»;

- присвоение полученным данным меток времени или получение их от источников;

- администрирование и разграничение прав пользователей;

- вычисление необходимых параметров технологических процессов;

- передачу телеизмерений и телесигналов при изменении их значения в ССПТИ (филиалы ОАО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока, ИА «РусГидро») по каналам связи:

- с РДУ: резервируемые каналы связи - Ростелеком и ТрансТелеКом (ТТК)

(по 128 кбит/с каждый);

- с ОДУ: резервируемые каналы связи - Ростелеком и ТрансТелеКом (ТТК)

(по 128 кбит/с каждый);

- каналы до ИА организованы в арендуемых IP-VPN у операторов связи ПАО «Ростелеком» (основной канал с пропускной способностью 100 Мбит/с) и ПАО «Мегафон» (резервный канал с пропускной способностью 10 Мбит/с).

- протокол обмена с Амурским РДУ и ОДУ Востока, ИА «РусГидро» - МЭК 60870-5104.

Третий уровень ССПТИ включает в себя также Систему обеспечения единого времени (СОЕВ), обеспечивающую единство времени в ССПТИ с помощью двух резервируемых серверов синхронизации времени ССВ-1Г (Рег. № 58301-14), использующих в качестве основного приемника внешней синхронизации сигнал от глобальной навигационной спутниковой системы 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 ±10 мкс. Сервер времени контролирует рассогласование времени сервера ССПТИ относительно собственного и по достижении рассогласования ±20 мс корректирует время таймера сервера ССПТИ, который в свою очередь осуществляет синхронизацию внутренних часов измерительных компонентов ССПТИ и серверов смежных систем по локальной сети Ethernet (протокол NTP или SNTP).

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) ССПТИ Зейской ГЭС входит: ПО сервера телемеханики в составе ПТК WinCC OA (компании Siemens), а также ПО программирования контроллера S7-1200 TIA Portal V15.1.

Программные средства сервера телемеханики содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему Windows Server 2016, ПО WinCC OA, сервисные программы. ПО TIA Portal V15.1 для конфигурирования контроллера сбора S7-1200 установлено на переносной АРМ инженера АСУ.

Состав и идентификационные данные ПО ССПТИ Зейской ГЭС приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Идентификационные признаки метрологически значимой части ПО

Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения WinCC OA PARA, которое функционирует на серверах ССПТИ. 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);

Уровень защиты программного обеспечения ССПТИ от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню высокий по Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав измерительных каналов ССПТИ, с указанием непосредственно измеряемых параметров, наименования объекта, типов, классов точности и регистрационных номеров средств измерений, входящих в состав ИК, представлены в таблице 2. Технические характеристики приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК

Окончание таблицы 2

Примечания:

1) В качестве пределолов допускаемой относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

2) Допускается замена ТТ, ТН и ИЭВ на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в таблице 2,при условии, что филиал ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» не претендует на улучшение указанных в таблице 2 метрологических характеристик. Замена оформляется техническим актом в установленном на филиале ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» порядке, вносят изменения в эксплуатационные документы. Технический акт хранится совместно с эксплуатационными документами ССПТИ как их неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Основные технические характеристики

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист формуляра 2258.19-ССПИ.ФО «Система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) филиала ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС». Формуляр».

Комплектность

Комплектность ССПТИ приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность средств измерений

Окончание таблицы 4

Поверка

осуществляется по документу Mn-253-RA.RU.310556-2019 «Система сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) филиала ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС». Методика поверки», утвержденному ФГУП «СНИИМ» 03.12.2019 г.

Основные средства поверки:

- в соответствии с «Методикой выполнения измерений параметров вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения», аттестованной ФГУП «СНИИМ» 24 апреля 2014 г. (регистрационный № ФР.1.34.2014.17814);

- устройство синхронизации частоты и времени Метроном версии 300 (Рег. № 56465-14);

- для поверки измерительных компонентов, входящих в состав ССПТИ применяются средства поверки, указанные в методиках поверки, утвержденных при утверждении типа измерительных компонентов.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Методика измерений изложена в документе «Методика измерений электрических величин с использованием системы сбора и передачи технологической информации (ССПТИ) филиала ПАО «РусГидро» - «Зейская ГЭС» Свидетельство об аттестации методики измерений № 516-RA.RU.311735-2019 от 03.12.2019 г.

Нормативные документы

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