Система телемеханики и связи филиала Дагестанская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Махачкалинская ТЭЦ)

Назначение

Система телемеханики и связи филиала «Дагестанская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (СТМиС Махачкалинской ТЭЦ) (далее СТМиС Махачкалинской ТЭЦ) предназначена для измерений и контроля параметров технологического процесса генерации и распределения электрической энергии, передачи измерительной информации на диспетчерский пункт филиала ОАО «СО -ЦДУ ЕЭС» - Дагестанское РДУ.

Система используется при диспетчерско-технологическом управлении в ОАО «ЮГК ТГК-8» для оптимизации режимов работы оборудования и увеличения сроков его эксплуатации; повышения надежности и безаварийности работы основного и вспомогательного оборудования.

Описание

По характеру выполняемых функций СТМиС Махачкалинской ТЭЦ включает две подсистемы - телемеханики и регистрации аварийных событий.

СТМиС Махачкалинской ТЭЦ решает следующие задачи:

- измерение действующих значений силы электрического тока;

- измерение среднего по трем фазам действующего значения силы электрического тока;

- измерение действующих значений фазных напряжений;

- измерение действующих значений линейных напряжений;

- измерение частоты переменного тока;

- измерение активной, реактивной и полной мощностей;

- ведение единого времени системы;

- регистрация телесигналов во времени;

- регистрация нормальных и аварийных процессов и событий;

- передача измерительной информации и информации об аварийных событиях на АРМы операторов и на диспетчерский пункт филиала ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» - Дагестанское РДУ и другим субъектам ОРЭ;

- формирование архивов результатов измерений и событий, их визуализация на экране в табличной и графической формах (тренды, отчеты) по запросу оператора;

- протоколирование сообщений и действий оператора;

- представление режимов работы оборудования в реальном масштабе времени.

Система реализована на базе оперативно-информационного комплекса (ОИК) «СК-2007», преобразователей измерительных ION 7300 и ION7330 (Госреестр № 22898-02), регистраторов аварийных событий РЭС-3 (Госреестр №18702-99), контроллеров WAGO для приема и обработки дискретных сигналов, устройства единого времени системы (LANTIME/GPS/AHS), различных коммуникационных средств и программного обеспечения.

СТМиС Махачкалинской ТЭЦ представляет собой многоуровневую распределенную информационно-измерительную систему и находится на нижней ступени иерархии системы диспетчерского управления с центром сбора информации в Филиале ОАО "СО - ЦДУ ЕЭС" ОДУ Юга.

1 -й уровень включает в себя следующие компоненты:

- измерительные трансформаторы тока и напряжения;

- измерительные преобразователи ION 7300, ION7330;

- регистраторы аварийных событий РЭС-3;

- контроллеры WAGO;

- коммутаторы технологической ЛВС.

2-й уровень включает в себя следующие компоненты:

- серверы, на которых установлен ОИК «СК-2007»;

- серверы времени;

- коммутаторы ЛВС;

- каналообразующая аппаратура.

3-й уровень включает:

- автоматизированные рабочие места (АРМ) на базе ЭВМ IBM PC;

- средства связи.

Первичные токи и напряжения масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы измерительных преобразователей ION, преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя с учетом коэффициентов трансформации вычисляются действующие значения силы электрического тока, среднее по трем фазам действующие значения силы электрического тока, действующие значения фазных и линейных напряжений, активная, реактивная и полная мощность, а так же частота переменного тока.

Цифровой сигнал с выходов преобразователей ION поступает в базы данных серверов ОИК «СК-2007», где выполняется присвоение меток времени и дальнейшая обработка измерительной информации (формирование протокола МЭК 870-5-104 и т. п.).

Напряжение и ток со вторичных обмоток ТТ и TH поступают в регистратор РЭС-3, выполняющий следующие функции:

- измерение и регистрация значений фазных токов и напряжений, токов и напряжений нулевой и обратной последовательности (в том числе в предаварийном и аварийном режимах) с привязкой ко времени;

- трансляция зарегистрированных значений напряжений в базу данных серверов ОИК «СК-2007»

- регистрация дискретных сигналов релейной защиты и автоматики (РЗА);

- обработка информации в реальном масштабе времени, формирование различного типа архивов и их энергонезависимое хранение;

- воспроизведение данных архивов в различном виде (векторная диаграмма, осциллограмма и др.);

- обеспечение синхронизации времени регистратора с системным временем;

- передача информации в серверы СТМиС Махачкалинской ТЭЦ.

Сбор информации о положении выключателей и разъединителей осуществляется контроллером WAGO.

Обмен информацией между АРМ и ОИК «СК-2007» осуществляется по интерфейсу Ethernet.

Для передачи телемеханической информации в филиал ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» - Дагестанское РДУ по основному и резервному каналам связи используются протоколы МЭК 870-5-104 и протоколы FTP для осуществления доступа к базе данных регистратора аварийных событий на серверах системы.

В качестве программного обеспечения ОИК «СК-2007» используется ПО MS Windows 2003 Server.

Ведение времени в СТМиС Махачкалинской ТЭЦ осуществляется внутренними таймерами следующих устройств:

- сервер времени LANTIME/GPS/AHS;

- серверы СТМиС;

- регистратор аварийных событий.

Сервер времени LANTIME/GPS/AHS синхронизирован с сигналами точного времени от GPS-приемника с погрешность синхронизации ± 10 мкс. Сервер времени контролирует рассогласование времени серверов системы относительно собственного времени и по достижении рассогласования 20 мс корректирует время таймеров серверов СТМиС Махачкалинской ТЭЦ по протоколу SNTP и раз в 15 мин корректирует время таймера регистратора РЭС-3 по протоколу DNP. Погрешность ведения времени системы не превышает ± 100 мс.

ОИК обеспечивает разграничение прав доступа пользователей к функциям и данным с использованием паролей.

Надежность системных решений:

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

- резервирование каналов связи с филиалом ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» - Дагестанское РДУ.

Глубина хранения информации:

- сервер БД - хранение результатов измерений, информации о состоянии средств измерений, файлов осциллограмм аварийных событий - не менее трех лет.

Технические характеристики

Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК

Примечания:

* - Для регистраторов РЭС-3 в таблице приведена относительная погрешность в рабочих условиях, %.

1 Номера точек измерений указаны в соответствии с однолинейной электрической схемой Филиала ОАО «ЮГК ТГК-8» «Дагестанская генерация» (Махачкалинская ТЭЦ);

2 В качестве характеристики основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;

3 Нормальные условия:

параметры сети: напряжение Uhom; ток Ihom, cos<p = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

4 Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) Uhom; ток (0,054- 1,2) Ihom; coscp = 0,5 инд. 4- 0,8 емк.;

допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °C, для преобразователей ION и регистратора РЭС-3, размещенных в ГЩУ - от плюс 15 до плюс 30 С, в ЗРУ - от плюс 10 до плюс 35 С; для сервера от плюс 15 до минус 30 °C.

5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983.

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

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульный лист эксплуатационной документации на систему телемеханики и связи филиала ОАО «ЮГК ТГК-8» «Дагестанская генерация» (Махачкалинская ТЭЦ).

Комплектность

Комплектность системы телемеханики и связи филиала ОАО «ЮГК ТГК-8» «Дагестанская генерация» (Махачкалинская ТЭЦ) определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему, на комплектующие средства измерений и методика поверки 72122884.4012402.040 ПМ.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система телемеханики и связи филиала ОАО «ЮГК ТГК-8» «Дагестанская генерация» (Махачкалинская ТЭЦ). Методика поверки» 72122884.4012402.040 ПМ, согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 года.

Средства поверки - по методикам поверки на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- TH - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-88;

- преобразователи ION 7300, ION 7330 - по методике поверки «Счетчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки»;

- регистратор РЭС - 3 - по методике поверки МП 9-262-99.

Межповерочный интервал - 4 года.

Нормативные документы

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

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

Заключение

Тип системы телемеханики и связи филиала «Дагестанская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Махачкалинская ТЭЦ) утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.