• ¹----------------------------------------------------------------------------------------------

ВнеЛЭ1ат5й^' Г осударственный реестр средств измерений

Регистрационный номер №       -Q9

Изготовлена по проектной документации ООО «Р.В.С» г. Москва. Заводской номер

Система телемеханики и связи филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» (далее по тексту - СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС») предназначена для измерени-ия напряжения, силы и частоты переменного тока, активной и реактивной мощности, а так же для автоматизированного сбора и первичной обработки собираемой информации о функционировании и состоянии основного и вспомогательного электротехнического оборудования филиала ОАО «ОГК 3» «Костромская ГРЭС», отображения информации на рабочих местах пользователей системы, передачи информации филиалу ОАО «СО - ПДУ ЕЭС» «Костромское РДУ» и другим субъектам ОРЭ.

Областью применения СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» является оперативно-диспетчерское управление производством и передачей электрической энергии, выполнение требований системного оператора к участникам ОРЭ в части обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора.

СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» - многоуровневая информационно-измерительная иерархическая система с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

Нижний уровень - представлен первичными измерительными преобразователями (ПИП), измерительными преобразователями (ИП), контроллерами сбора ТС, блоками регистрации аварийных событий системы (РАС), коммутаторами.

Задачами устройств нижнего уровня являются:

• -  измерения напряжения, силы и частоты переменного тока, активной и реактивной мощности в режиме телеизмерений (далее по тексту - ТИ) на присоединении;

• -  регистрация (осциллографирование) аварийных процессов на присоединениях;

• -  сбор информации о положении коммутационных аппаратов и состоянии устройств РЗиА в режим измерения телесигналов (далее по тексту - ТС) на присоединении;

• -  нормализация и масштабирование измеряемых и расчетных величин;

• -  присвоение всем измерениям и зарегистрированным событиям меток времени с точностью не хуже ±10 мсек;

• -  передача в цифровом виде измеренных и расчетных параметров на средний уровень СТМиС.

Средний уровень - представлен коммуникационными серверами, сервером РАС, маршрути-заторами/коммутаторами.

Задачами устройств среднего уровня являются:

• -  в части телемеханической информации:

• -  сбор данных с измерительного оборудования СТМиС;

• -  достоверизация и обработка собранных данных;

• -  ведение архивов (кольцевого типа) параметров электрической части ГРЭС;

• -  контроль работоспособности измерительного оборудования;

• -  сбор телемеханической информации с подсистемы регистрации аварийных событий, локальных системам АСУТП, прочих микропроцессорных измерительных устройств;

• -  обеспечение регламентированного доступа к данным;

• -  передача данных в ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» «Костромское РДУ» с заданной периодичностью и по регламентированному протоколу;

• -  локальное хранение данных по конфигурации и настройке подсистемы сбора и передачи телемеханической информации;

• -  передача данных на верхний уровень СТМиС.

• -  в части регистрации аварийных событий:

• -  сбор осциллограмм аварийных событий с регистрирующего оборудования системы РАС;

• -  сбор телемеханической информации с регистраторов аварийных событий;

• -  передача телемеханической информации в подсистему сбора и передачи телемеханической информации;

• -  ведение архивов осциллограмм аварийных событий;

• -  локальное хранение данных по конфигурации и настройке подсистемы регистрации аварийных событий;

• -  контроль работоспособности регистрирующего оборудования;

• -  обеспечение регламентированного доступа к данным;

• -  преобразование данных регистраторов (осциллограмм) в формат COMTRADE для обмена с внешними автоматизированными системами (АС);

• -  передача осциллограмм аварийных событий в филиал ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» «Костромское РДУ» и на верхний уровень СТМиС в соответствии с согласованным регламентом.

Верхний уровень - представлен центральными вычислительными ресурсами и АРМ пользователей, устройством единого астрономического времени, коммутаторами.

Задачами верхнего уровня являются:

• -  хранение в СУБД данных по конфигурации и настройке всех подсистем и модулей на основе информационной модели, текущей и архивной информации;

• -  обеспечение целостности и непротиворечивости данных об оборудовании, его состоянии и режимах работы, вторичных устройствах и их характеристиках, конфигурационных параметрах и других видах информации, необходимой для функционирования СТМиС и эффективной работы диспетчерского и эксплуатационного персонала;

• -  долгосрочное (не менее 5 лет) хранение в СУБД всех видов архивной информации: срезы, журналы, ведомости, результаты фиксации и регистрации, интервальные приращения и т.п.;

• -  поддержка различных представлений модели электрической части ГРЭС, включая CIM (Common Information Model) стандарта МЭК 61970, принятого в качестве основного для участников ОРЭМ;

• -  ведение нормативно-справочной информации;

• -  разграничение доступа к данным различных групп пользователей и процессов;

• -  обмен данными СУБД со смежными и внешними информационными и автоматизированными системами;

• -  оперативный контроль лимитов и графиков выработки;

• -  ведение оперативно-диспетчерских документов;

• -  преобразование информации в требуемые форматы (XML) для обмена с внешними АС;

• -  формирование отчетных документов;

• -  регистрация событий;

• -  учет выработки и потребления электроэнергии (для целей технологического управления);

• -  регистрация и допуск к работе эксплуатационного персонала и других пользователей СТМиС;

• -  загрузка и ведение дистрибутивов программного обеспечения (ПО);

• -  организация, загрузка, ведение, резервирование, защита и репликация БД СТМиС;

• -  загрузка АРМ программами и данными для повседневной работы;

• -  контроль режимов работы компонентов главной схемы ГРЭС;

• -  сбор и просмотр данных выборочного протоколирования действий пользователей СТМиС;

• -  контроль функционирования технических средств СТМиС;

• -  периодическая синхронизация времени в серверах СТМиС с системой календарного времени.

Уровни СТМиС связаны между собой отдельной локальной вычислительной сетью (ЛВС) (сеть технологического управления) Ethernet, разделенной на два сегмента:

Технологическая ЛВС сбора информации предназначена для организации обмена информацией между устройствами нижнего и среднего уровня с регламентированным циклом обмена (менее 1 с). Технологическая ЛВС сбора информации обеспечивает возможность организации обмена информацией с существующими и создаваемыми на ГРЭС автоматизированными системами (АСУТП, системы учета и т.п.)

Технологическая ЛВС СТМиС предназначена для организации обмена информацией между устройствами среднего и верхнего уровня, маршрутизации информации в административную ЛВС ОАО «ОГК 3» «Костромская ГРЭС» и смежные автоматизированные системы. ЛВС СТМиС обеспечивает предотвращение несанкционированного доступа от неавторизованных источников. Для взаимодействия между компонентами СТМиС используются транспортные протоколы TCP/IP и открытые прикладные протоколы (стандартов ГОСТ, МЭК, фирменные с открытыми спецификациями).

Принцип действия:

Первичные преобразователи, включенные в цепи нагрузки, приводят действительные значения токов и напряжений к нормированным величинам. ИП посредством трансформаторов тока и напряжения осуществляют измерение и вычисление сигналов ТИ, при необходимости осциллографирование режимов, сохраняют их в памяти с привязкой к единому календарному времени, производят передачу сигналов ТС в цифровом виде на средний уровень СТМиС.

На каждом уровне система обеспечивает защиту от несанкционированного доступа к информации как конструктивно, так и программно.

СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). В СОЕВ входят все средства измерений времени, влияющие на процесс измерений, и учитываются временные характеристики (задержки) линий связи между ними, которые используются при синхронизации времени. СОЕВ привязана к единому календарному времени. Синхронизация времени осуществляется на верхнем уровне сервером времени. Сигнал точного времени принемается с помощью GPS-приемника и передается на сервер времени. Далее сервер времени синхронизирует серверы СТМиС и измерительные преобразователи нижних уровней. СОЕВ выполняет законченную функциюизмерения времени, имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает синхронизацию времени с точностью не хуже ±5/сутки.

Комплектность СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Состав измерительных каналов СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС»

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Примечание:

1_А, 1_В, 1_С • сила переменного тока в фазах А, В, С;

U_A, U_B , U_c - напряжение переменного тока в фазах А, В, С; f- частота напряжения переменного тока;

Р ,Q - активная и реактивная мощность.

Метрологические характеристики измерительных каналов СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС»

Таблица 2

Примечания:

• 1. Характеристики относительной погрешности ИК даны для измерения электроэнергии и средней мощности на интервале1 с;

• 2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

• 3. Нормальные условия эксплуатации компонентов СТМ «Костромская ГРЭС»:

• •  напряжение питающей сети: напряжение (0,98...1,02)xUhom, ток (1 ...1,2)х1ном, cos(p=0,9 инд;

• •  температура окружающей среды (20±5) ЯС.

• 4. Рабочие условия эксплуатации компонентов СТМ «Костромская ГРЭС»:

• •  напряжение питающей сети (0,9...1,1)xUhom, ток (0,05...1,2)xIhom;

• •  температура окружающей среды:

• - для счетчиков электроэнергии ION 7330, 8600 от плюс 5 до плюс 35 ^СС;

• - трансформаторы тока по ГОСТ 7746;

• - трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

• 5. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 19832001, счетчики электроэнергии ION 7330, 8600 по ГОСТ Р 52323-2005 в режиме измерения активной электроэнергии и ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерения реактивной электроэнергии.

• 6. Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков электроэнергии на аналогичные (см. п. 5 Примечания), утвержденных типов, с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Замена оформляется актом в, установленном на филиале ОАО «ОГК-3»-«Костромская ГРЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа СТМ «Костромская ГРЭС» как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» измерительных компонентов:

• •  ION 7330, 8600 - среднее время наработки на отказ не менее 90000 часов;

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• •  для преобразователей Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств СТМ и С филиала ОАО «ОГК-3» «Костромская ГРЭС» от несанкционированного доступа:

• •  клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

• •  данные ТТ о средних значениях фазных токов хранятся в долговременной памяти преобразователей и передаются на серверы верхних уровней;

• •  данные TH обеспечены журналом автоматической регистрации событий:

• •  панели подключения к электрическим интерфейсам преобразователей защищены механическими пломбами;

• •  организация доступа к информации посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• •  пароли на ION 7330, 8600 , серверах, маршрутизаторах, терминалах связи.

Возможность коррекции времени в (функция автоматизирована):

• •  ION 7330, 8600;

• •  Серверах.