СТИ ЗеГЭС обеспечивает выполнение телеизмерений и следующих основных функций:

• - опрос, сбор и первичную обработку дискретных сигналов;

• - ведение системы единого времени (СЕВ) на всех уровнях иерархии с ходом часов не хуже 1 с/сут;

• - регистрацию сигналов телеизмерений с присвоением метки времени с погрешностью не хуже 20 мс;

• - контроль состояния силового оборудования;

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

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств СТИ ЗеГЭС;

- конфигурирование и настройку параметров СТИ ЗеГЭС ;

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

- формирование базы данных, архивов сообщений и параметров, их визуализацию на экране в табличной и графической формах по запросу оператора;

- автоматизированное протоколирование сообщений, изменений и действий оператора;

- динамическое представление режимов работы энергообъекта в реальном масштабе времени;

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

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

СТИ ЗеГЭС реализована на базе программно-технических решений компании Siemens и включает в себя два вида измерительных каналов (ИК):

• 1) Каналы измерения электрических величин, состоящие из измерительных трансформаторов тока и напряжения, вторичных измерительных цепей на первом уровне и измерителей электрических величин (ИЭВ) SIMEAS Р (Гос. реестр СИ РФ № 38083-08 и 30920-05) на втором. Перечень ИК первого вида приведен в табл. 2.

• 2) Канал измерения скорости наружного воздушного потока (ветра), состоящий из датчика скорости наружного воздушного потока (ветра) (Гос. Реестр №10146-85) (с унифицированным токовым выходом) на первом уровне и модулем ввода аналоговых сигналов 2AI I, который выполняет сбор и обработку информации и входит в состав устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ200S (Гос.Реестр СИ РФ №22734-06) на втором уровне. Перечень ИК второго вида приведен в табл.3.

На первом (полевом) уровне СТИ ЗеГЭС находятся также источники дискретных телесигналов (такие как контакты реле-повторителей, «сухие» контакты терминалов систем релейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗиПА), блок-контакты коммутационных аппаратов, контроллеры АСУ ТП), обеспечивающие диагностической информацией о состоянии разъединителей, др. устройств РЗиПА и АСУ ТП. Приём и фиксация дискретных сигналов осуществляется при помощи станций SIMATIC ЕТ200S (расположенных на втором уровне) посредством модулей ввода 4DI дискретных сигналов с датчиков типа «сухой» контакт или потенциальный выход через промежуточные реле, которые обеспечивают согласование уровня напряжения и гальваническую развязку.

Принцип действия ИК электрических величин заключается в масштабном преобразовании первичных токов и напряжений измерительными трансформаторами тока и напряжения в сигналы низкого уровня (100 В; 1 или 5 А), которые поступают на ИЭВ SIMEAS Р, где происходит быстрое 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 Icp, а также фазных и суммарных трехфазных значений активной и реактивной мощностей. Частота в ИЭВ определяется по напряжению U_L1. Результаты измерений электрических величин передаются из внутренней памяти прибора через цифровой интерфейс RS-485 для дальнейшей обработки на сервер по системной шине ProfiBus DP (на основе резервированного оптоволокна). В ИЭВ SIMEAS Р происходит преобразование результатов измерений из цифрового кода в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Принцип действия ИК, предназначенного для измерения скорости наружного воздушного потока (ветра), состоит в передачи токовых сигналов от блока преобразователя сигналов датчика (от 4 (либо 0) до 20 мА постоянного тока) по 4-проводной линии связи до модуля ввода аналоговых сигналов 2А1 I, входящего в состав устройства распределенного ввода-вывода SIMATIC ET200S, которое обеспечивает питание датчика и гальваническую развязку цепи. Модуль имеет 2 канала ввода аналоговых сигналов. Для каждого канала происходит преобразование тока в цифровой код (13 бит), который передается на сервер SICAM PAS, где происходит преобразование результатов измерений из цифрового кода в именованные физические величины на основе диапазона измерения датчика.

ПО SICAM PAS также диагностирует и анализирует состояние каналов связи (полевая шина ProfiBus DP) со станциями SIMATIC ЕТ200S и ИЭВ SIMEAS Р и в случае обрыва связи передает сообщение на АРМ диспетчера.

Третий уровень является общим для обоих типов ИК и состоит из программнотехнического комплекса SICAM PAS (Substation Information Control Automation Monitoring Power Automation System, производитель - компания Siemens), являющегося Центральной приёмо-передающей станцией (ЦППС) - осуществляет внутрисистемный обмен информацией по цифровым каналам связи с помощью встроенных цифровых выходов, коммуникационных модулей и сетевых устройств. ПТК SICAM PAS включает в себя также сервер телемеханики.

ЦППС обеспечивает опрос (с циклом не более 1 с) и непрерывный сбор (через выделенный интерфейс LAN системы SICAM PAS), обработку (вычисление) данных, поступающих с нижних уровней (по шине Profibus-DP на основе резервированной ВОЛС), и данных, поступающих через промышленные коммутаторы МОХА (по Ethernet TCP/IP на основе резервированной ВОЛС и витой пары) с серверов смежных автономных подсистем:

• - АСУ ТП (ИИС управления гидроагрегатами (Гос.реестр №№ 45249-10, 45250-10, 45251-10, 46052-11), система контроля уровней воды (бьефов), телесигналы и др.),

• - АДВ (система автоматики дозирования управляющих воздействий),

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

На верхнем уровне для каждого аналогового сигнала контролируется выход за установленные пределы (уставки) и возврат сигнала в норму. Указанные события и аварии регистрируются подсистемой регистрации текущих и аварийных событий.

ЦППС осуществляет также функции:

• - диагностики состояния каналов связи с ИЭВ SIMEAS Р, ЕТ200S и с РДУ и ОДУ;

• - присвоение полученным данным меток времени;

• - администрирование и разграничение прав пользователей;

• - вычисление необходимых параметров технологических процессов;

• - передачу телеизмерений (с циклом менее 1 с) и телесигналов (с циклом менее 5 с) при изменении их значения в СОТИАССО (филиалы ОАО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока) по каналам связи:

• - с РДУ: основной - ТрансТелеКом (ТТК) (64 кбит/с); резервный - ВЧ по ЛЭП (9,6 кбит/с);

• - с ОДУ: основной - ТрансТелеКом (ТТК) (64 кбит/с); резервный - спутниковый (9,6 кбит/с).

Протокол обмена с Амурским РДУ и ОДУ Востока - МЭК 60870-5-101. В ПТК SI-CAM PAS предусмотрена программно-аппаратная возможность перехода в перспективе на протокол обмена МЭК 60870-5-104 (ПТК SICAM PAS оснащён дополнительной сетевой картой LAN).

Третий уровень СТИ ЗеГЭС включает в себя также Систему единого времени (СЕВ), обеспечивающую единство времени в СТИ с помощью сервера времени LANTIME M300/GRC (компания MEINBERG, Германия) - первичного эталонного источника, использующего в качестве основного приемника внешней синхронизации сигнал от спутниковой группировки 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 ±10мкс. Сервер времени контролирует рассогласование времени ЦППС относительно собственного и по достижении рассогласования 20 мс корректирует время таймера сервера SICAM PAS (по сети Fast Ethernet 100BaseTX), который в свою очередь осуществляет син-

Лист № 4 всего листов 11 хронизацию внутренних часов измерительных компонентов СТИ ЗеГЭС и серверов смежных систем по локальной сети Ethernet (протокол NTP или SNTP). Ход часов СЕВ составляет не более 1 с/сут.

Измерительные компоненты СТИ ЗеГЭС (кроме полевого уровня: измерительных трансформаторов и ветрочувствительного элемента датчика скорости ветра (вертушки)) смонтированы в металлических шкафах 2КП-1, 4 КП 2.1 (где расположен блок преобразования сигналов датчика ветра) и в шкафу 5 КП 2.2, установленных в обогреваемых помещениях 1Р и 3Р. ЦППС и СЕВ установлены в шкафу телемеханизации 1-ШТ в помещении ЛАЗ.

Надежность системных решений:

- вероятность появления ошибки телеинформации (вероятность образования лож -ных сигналов телеуправления, телесигнализации, телеизмерения) соответствует первой категории достоверности (по ГОСТ 26.205-88) - 10^-12;

• - коэффициент готовности КГ:

• - системы - не ниже 0,999;

• - технологической связи - не менее 0,999;

• - время восстановления:

• - системы - не более 2 часов с учетом времени выявления неисправности;

• - ЦППС - не более 1 часа;

• - КП (контролируемого пункта) - 1 час;

• - канала связи - не более 11 минут в неделю;

• - канала связи со смежными системами - не более 20 мс;

• - электропитание шкафов осуществляется по первой категории надежности от двух независимых вводов системы гарантированного питания (СГП) ГЭС. Система питания укомплектована источниками бесперебойного питания и автоматическим вводом резерва (АВР);

• - резервирование каналов связи с филиалами ОАО «СО ЕЭС» - Амурское РДУ и ОДУ Востока;

• - для повышения надежности работы СТИ ЗеГЭС используется дублирование каналов связи и жесткого диска сервера SICAM PAS;

• - наработка на отказ:

• - СТИ ЗеГЭС - не менее 35 000 часов (без компьютерного оборудования);

• - центральный процессорный модуль ПТК SICAM PAS - 36 лет;

• - полный срок эксплуатации - не менее 10 лет.

Глубина хранения информации:

- сервер:

• - хранение данных о конфигурировании и информации о состоянии средств измерений и каналов связи - не менее трех лет.

Таблица 4 - Комплектность СТИ ЗеГЭС

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав измерительных каналов первого вида СТИ ЗеГЭС, с указанием непосредственно измеряемых параметров, наименования объекта, типов, классов точности и заводских номеров средств измерений, входящих в состав ИК, представлены в таблице 2.

Таблица 2 - Перечень и характеристики измерительных каналов первого вида СТИ ЗеГЭС

Продолжение табл. 2

Примечания:

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

• 2) Измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 3) Основная относительная погрешность измерения приведена для следующих нормальных условий применения:

• - параметры сети: напряжение (0,98 - 1,02)Uhom; ток (1 - 1,2)1ном, со,8ф = 1,0; частота сети (0,99 - 1,01)/ном;

• - температура окружающей среды (20±5) °С;

• 4) Относительная погрешность измерений в рабочих условиях применения приведена для следующих условий:

параметры сети: напряжение (0,9-1,1)Uhom; ток (0,05-1,2)1ном; со,8ф = (0,5инД - 1,0 - 0,8емк); частота сети (0,98 - 1,02)/ном;

и минимальна при cosф = 1,0 , а максимальна при cosф = 0,5инД;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 55 до +45°С, для измерителей электрических величин    от 0

до +55 °С; для ветрочувствительного элемента датчика скорости ветра        от

минус 50 До +50°С; Для устройств распределенного ввода-вывоДа SIMATIC ET200S: от 0 до 60 °С - для горизонтального монтажа, от 0 до 40 °С - для всех других монтажных позиций, изменение температуры: не более 10 К/ч;

• 5) Допускается замена измерительных трансформаторов, измерительных преобразова

телей и измерителей электрических величин на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Замена оформляется актом в установленном «Росстандарт» и филиалом           ОАО

«РусГиДро» - «Зейская ГЭС» поряДке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа СТИ ЗеГЭС как его неотъемлемая часть.

Таблица 3 - Перечень и характеристики измерительного канала второго вида СТИ ЗеГЭС