Система телеизмерений ООО "Ноябрьская парогазовая электрическая станция"

Назначение

Система телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция » (СТИ ООО «НПГЭ») предназначена для измерений и автоматизированного сбора данных о параметрах электрического оборудования ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция», линий передачи электроэнергии подстанции «Ноябрьская ПГЭ», передачи их на объединенный щит управления ООО «НПГЭ», диспетчерские пункты Ноябрьского управления «Электросети» и филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ. Система используется при диспетчерско-технологическом управлении оборудованием для оптимизации режимов его работы, повышения надежности, безаварийности работы и увеличения сроков эксплуатации.

Описание

СТИ ООО «НПГЭ» представляет собой многоуровневую распределенную информационно-измерительную систему.

Система решает следующие задачи:

- сбор информации о работе оборудования и устройств электрической части ООО «НПГЭ»;

- измерение действующих значений силы электрического тока по каждой фазе и среднего по 3-м фазам действующего значения силы электрического тока;

- измерение действующих значения фазных напряжений и среднего из 3-х действующих значений линейного напряжения трехфазного переменного тока;

- измерение активной и реактивной мощности трехфазного переменного тока по каждой фазе и суммарно;

- измерение частоты переменного тока;

- измерение внешней температуры наружного воздуха;

- передача во внешнюю автоматизированную систему Тюменского РДУ результатов измерений;

- диагностика работы технических средств и программного обеспечения (ПО) системы, ведение «журнала событий»;

- регистрацию результатов измерений с присвоением метки времени;

- формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений;

- формирование архивов результатов измерений и сообщений, их визуализация на экране АРМ «ОИК Диспетчер НТ» в табличной и графической форме (графики, отчеты) по запросу оператора;

- представление режимов работы оборудования ООО «НПГЭ» в реальном масштабе времени;

- ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ).

Нижний уровень включает в себя следующие компоненты:

- измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН) с соответствующими проводными линиями связи;

- аналоговые линии связи для передачи измерительной информации от измерительных трансформаторов тока и напряжения на измерительные преобразователи ПЦ6806-03М и модули МАВ;

- преобразователи измерительные цифровые ПЦ6806-03М (Госреестр 23833-09), обеспечивающие прием измерительной информации от первичных измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепях ВЛ-110 кВ подстанции «Ноябрьская ПГЭ» и расчета на ее основе электрических параметров передаваемых по каналам телемеханики;

- модули МАВСП (ПТК «Космотроника-Венец», Госреестр 24136-08), обеспечивающие прием измерительной информации от первичных измерительных трансформаторов тока и напряжения;

- модуль МАВ24-С1С1 (ПТК «Космотроника-Венец», Госреестр 24136-08) ввода сигналов от термопреобразователей сопротивления;

- цифровые линии связи в стандарте интерфейса RS485 для передачи измерительной и расчетной информации от преобразователей ПЦ6806-03М и модулей МАВ в сервер АСУ ТП ООО «НПГЭ».

Верхний уровень включает в себя:

- сервер на базе промышленного компьютера серии iROBO-2000-4095, обеспечивающий сбор измерительной информации от измерительных преобразователей ПЦ-6806, привязку ее к временным отметкам, ведение суточных архивов;

- специализированное программное обеспечение ОИК «Диспетчер НТ»;

- линии связи в стандарте интерфейса RS485, цифровые сети Industrial Ethernet, каналообразующее оборудование для передачи телеметрической информации на диспетчерские пункты Тюменского РДУ и Ноябрьского управления «Электросети»;

- дисплей администратора системы, обеспечивающий контроль параметров системы и ее оперативное обслуживание.

Первичные фазные токи и напряжения, измеренные на выходах генераторов ООО «НПГЭ» и в ячейках подключения на п/ст Ноябрьская, масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1/5 А), поступающие по проводным линиям связи на соответствующие входы измерительных преобразователей ПЦ-6808-03М, которые измеряют мгновенные значения токов и напряжений в каждой из фаз сети.

Первичные фазные токи и напряжения, измеренные на выходах генераторов ООО «НПГЭ», масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1/5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы измерительных модулей МАВСП ПТК «Космотроник-Венец», которые измеряют мгновенные значения токов и напряжений в каждой из фаз сети.

По мгновенным значениям токов и напряжений в измерительных преобразователях ПЦ-6808-03М и модулях МАВСП вычисляются действующие значения фазного (Ua, Ub, Uc) и линейного (Uab, Ubc, Uca) напряжений, средние значения фазных токов и напряжений, среднее значение линейного напряжения, значения токов (Ia, Ib, Ic), а также «мгновенные» (средние за период сети) значения трехфазной активной (P), реактивной (Q) мощности, пофазной и суммарной по точке измерений. Частота (f) определяется по одному из линейных напряжений.

Все измеренные и вычисленные, преобразователями ПЦ-6808-03М и модулями МАВСП, значения приводятся в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Цифровые сигналы с выходов измерительных преобразователей ПЦ-6808-03М и модулей МАВ по шине Ethernet поступают в сервер АСУ ТП ООО «НПГЭ» на базе промышленного компьютера iROBO-2000-4095, где осуществляется их обработка и проверка достоверности, присвоение полученным данным меток времени, передача обработанных данных на верхний уровень и в филиал ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ.

Сервер АСУ ТП ООО «НПГЭ» является сервером БД системы телеизмерений, обеспечивая сбор и обработку измерительной информации, резервное копирование, передача информации во внешнюю автоматизированную систему Тюменского РДУ по протоколу МЭК 60870-5104, предоставление информации оперативному персоналу (вывод на АРМ).

СТИ ООО «НПГЭ» использует существующую систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройств синхронизации времени с GPS приемником сигналов точного времени в составе АИИС КУЭ ООО «Ноябрьская ПГЭ». СОЕВ выполняет прием сигналов точного времени и автоматическую коррекцию времени сервера, преобразователей ПЦ и модулей МАВ. СОЕВ обеспечивает точность синхронизации времени в системе не хуже 1 с, и точность поддержания времени в пределах допускаемого расхождения не более ±3 с в сутки. Синхронизация времени сервера, преобразователей и модулей МАВ в составе СТИ ООО «НПГЭ» выполняется не реже одного раза в сутки.

Программное обеспечение

В системе используется программный комплекс «ОИК Диспетчер НТ», представляющий собой верхний уровень СТИ ООО «НПГЭ», связанный с нижестоящими уровнями, которые выполняют автоматизированный контроль над технологическими процессами в электрической части электростанции. ПО «ОИК Диспетчер НТ» обеспечивает ввод и обработку всей информации, необходимой для диспетчерского и организационно-технологического контроля электростанции и поддерживает средства коммуникации для передачи информации на верхние уровни диспетчерского управления и приема от них управляющих команд.

Конфигурация программного проекта на базе ПО «ОИК Диспетчер НТ» выполнена под задачи СТИ ООО «НПГЭ».

Защита от несанкционированного изменения алгоритмов измерения, преобразования и вычисления параметров обеспечивается системой электронного паролирования доступа к интерфейсу ПО.

Метрологически значимые параметры настроек измерительных каналов и результатов измерений закрыты персональным паролем.

Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения (ПО)

Уровень защиты программного обеспечения, используемого в СТИ НПГЭ, от непреднамеренных и преднамеренных изменений - С (в соответствии с МИ 3286-2010).

Структурная схемаепстемы телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция»

STE 3/145 110000 /100 к 473790Л к 47579041 .к 473790-Ш

ПЦ9ВОК-ОЗН

№900726

АМТЗ/123/145

1000 л

к 4 730024

А МТ 3/123 .'145

1000 |'1

А МТ 3/123/145

1000 /1

.к d 73 TS9-1

ВЛ-110

Влзд1мнрс»яя>

П LpSOM'SM

□□□□

th 900727

ЕЛ-110 холмогорсия-2»

П ЦЗЗСЗДЗМ

th 900724

ВЛ-110 < Летняя»

п ums-озм

А МТ 3/123.145

1000.1'1

.к 472Н9Л

□□□□

№90073 1

ЗНОЛ-0,6-ЮУЗ

10500 '100 к 49(0 .к 49(1 .к 3913

СеркрАИСКУЗ «Остена тонного фежн е

Оборудована

Ноябрьской ПГЭ

ТЛ Ш-10-1 2000/5

ТЛШ-10-1

2000 /5

k b ’2м

МНЕ. IU и I

МАВСП

-■

.к 5243 к (230 к (225

Сервер АСУ ТП Ноябрьской ПГЭ

ЗНОП-0,6-10 УЗ 10500.'100 .к 4959 .к 49(2 к 39(3

Уст ро й ст б о т е.п е м е х а н и ки н а Ь аз е п р о м ы шл е н н о го ко м п ь ют е р a i го b о - 2000 -4095

2СШ-110

П LFSOS-0-ЗГЛ

□□□□

Г 4г 900722

ВЛ-110 «Резерв-1»

П 1ДОФ8-03М

□ ООО

th 9007 19

АМТ 3/123.145

1000 л

nUftSij&JjST.l

ЗТ-110

□ODD

Г к 900725

.к 4'3003Л

nLpsos-oj.i

№300721

к4Т2998Л

АМТЗЛ23.145

1000 Л

Обо»начен1е тфотонола обмена и ЛИ»III связи

OIIK «Диспетчер»

RS435

Ethernet

Сигнал ишершельного трансформатора

АРМ oiepar срасти

Г к 900730

Янгэ-Я:а>

ВЛ-ПО «Резерв-2

1 це$оы)Я.1

А МТ 3/123/145

1000 /1

1СШ-110

пцвзездзи

□□□□

th 900729

№900722

к 475000-1

ВЛ-110 «Холмогорспя-1

пц:/.; ;u;.w

А МТ 3/123/145

1000 /1

к 4'3001-1

AMT3/I23.' 145

1000 /1

.к 4’3005-1

!ТЕ 3/145 110000 .100 к 473010Д к4~3010-П

.к4 73010411

А МТЗ/123/145

1000 л

AMT3/I23.I45

1000.' !

к 472995-1

пц:

Г la 900720

ВЛ-110 t Городе 1ЭЯ1

П Ц880$-08М

№900732

»ТЕ 3/145 110000 /100 к 4’3009-I .к 47300941 ,к473009-Ш

п L$smsM

№300723

2T-I10

П ЦВЗДЭДЗМ

□DDC

№ 900733

А МТ 3/123/145 1000/1

.к 4’3004-1

А МТ 3/123/145

1000/1

.к 47300(1-1

W о л>

о

К о н о to

Технические характеристики

Таблица 2 - Состав ИК и их основные метрологические характеристики

Окончание таблицы 2

Примечания:

1. В таблице 2 для всех измеряемых параметров, кроме частоты и температуры, в качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95, для частоты и температуры приведены пределы допускаемой абсолютной погрешности.

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 2.

4. Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) Uhom; ток (0,05 — 1,2) 1ном, cos9 = 0,9 инд.;

- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

5. Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Uhom; ток (0,05 - 1,2) Ihom; 0,5 uHg.<cos9<0,8 емк;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для ПЦ6808-03М от минус 30 до плюс 50 °С; для модулей МАВ от минус 10 до плюс 50 °С; для сервера от плюс 10 до плюс 35 °С.

6. Погрешность в нормальных условиях указана для тока Ihom, cos9 = 0,9 инд и температуры окружающей среды в месте расположения ИП и модулей МАВ (20 ± 5) °С;

7. При расчете характеристик погрешности ИК учтена дополнительная относительная погрешность, вызванная падением напряжения в линиях соединения преобразователей с ТН, принятая 0,25%.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится печатным способом на титульные листы эксплуатационной документации на систему телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая станция».

Комплектность

Комплектность на систему телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция» указана в формуляре на систему.

В комплект поставки входит методика поверки 001-НПГЭ-03/09-МП «Система телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая станция » Измерительные каналы. Методика поверки».

Поверка

осуществляется по документу 001-НПГЭ-03/09.МП «Система телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 11 марта 2013 года.

Средства поверки на измерительные компоненты:

- средства поверки ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки ТН - по МИ 2845-2003, МИ 2925-2005 и/или по ГОСТ 8.216-11;

- измерительные преобразователи ПЦ-6808-03М в соответствии с разделом 4 «Методика поверки» руководства по эксплуатации КС 124.00.00.000РЭ, согласованным с ФГУ «Воронежский ЦСМ» в октябре 2007 г.;

- модули МАВ24-С1С1, МАВСП по документу «ПТК «Космотроника-Венец». Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 03.12.2001 г.

Сведения о методиках (методах) измерений изложены в документе 001-НПГЭ-03/09.РЭ «Руководство по эксплуатации. Система телеизмерений Ноябрьской парогазовой электростанции».

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002      ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ

ные положения.

001-НПГЭ 03/09.МП     Система телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электриче

ская станция». Измерительные каналы. Методика поверки

Рекомендации к применению

Осуществление производственного контроля за соблюдением установленных законодательством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации опасного производственного объекта.