Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО "ЧМЗ"

Назначение

Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ» (далее - система) предназначена для измерения изменяющихся во времени действующих значений силы электрического тока ( Ib. ), действующих значений линейного напряжения (Uab), активной, реактивной суммарной мощности (P, Q), частоты переменного тока (f) электрической сети и электроустановок станции (телеизмерения ТИ), расчета интегральных значений электрических величин (ТИИ), сбора, обработки и архивирования телеизмерений в базе данных, отображения этих данных на главном щите управления (ГЩУ) и автоматизированных рабочих местах (АРМ), их передачи в реальном времени в региональное диспетчерское управление (РДУ).

Система выполняет функции:

- измерение изменяющихся во времени параметров электрической сети и оборудования ТЭЦ на шинах генераторов, силовых трансформаторов, отходящих фидерах;

- отображение положения высоковольтных выключателей и разъединителей;

- регистрация параметров переходных процессов (осциллограмм) в нормальных и аварийных режимах работы оборудования;

- ведение единого времени в системе с точностью ±0,1 с;

- привязка меток реального времени к сигналам ТИ, ТИИ, ТС, f с точностью ±1 мс;

- нормализация и масштабирование измеряемых и расчетных величин;

- сбор данных измерений и состояний с датчиков и измерителей;

- архивирование информации в базе данных реального времени;

- предоставление доступа к информации обслуживающему персоналу;

- диагностика состояний аппаратных и программных средств;

- отображение текущих значений параметров электрической схемы на АРМе;

- передача информации по протоколу МЭК 870-5-101/104 в Пермское РДУ.

- разграничение доступа к данным различных групп пользователей;

- формирование отчетных документов;

- регистрация событий.

Описание

Система представляет собой многофункциональную двухуровневую систему. По функциональному признаку в состав системы входят:

- подсистема телеизмерений P, Q, I, U, f;

- подсистема регистрации ТС;

- подсистема регистрации аварийных событий;

- сервер центральной приемо-передающей станции (ЦППС);

- локальная технологическая вычислительная сеть и каналы связи;

- автоматизированные рабочие места.

1 -й уровень системы включает в себя:

- измерительные трансформаторы тока;

- измерительные трансформаторы напряжения;

- приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии (ППКЭ) РМ130Р Plus;

- регистраторы аварийных событий АУРА-256.

2-й уровень системы включает в себя:

- сервер ЦППС HP DL360G6;

- сервер точного времени Метроном-300;

- терминальный сервер CN2650I-16-2AC RS-232/422/485 в 10/100Мбит Ethernet, конвертер интерфейсов Zelax WM-116$, модем Zyxel P-791R;

- АРМ AcerVeritonZ4810G (DQ.VKQER.068).

Первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (57,7^3 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы ППКЭ PM130P Plus. ППКЭ измеряет действующие значения силы электрического тока (Ib), линейного напряжения (Uab), частоты переменного тока (f), вычисляет активную и реактивную мощность (P, Q), преобразует аналоговые сигналы в цифровой код. Частота переменного тока (f) в ППКЭ определяется по линейному напряжению Uab.

Цифровой сигнал с выходов ППКЭ по проводным линиям связи (электрическим RS-485) поступает на сервер ЦППС, где осуществляется приведение действующих значений линейного напряжения, действующих значений силы тока, активной и реактивной мощности в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, присвоение полученным данным меток времени, дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации в РДУ по протоколу МЭК 870-5-101/104. Сервер ЦППС осуществляет ведение времени в системе с точностью ±0,1с. Точность хода часов сервера ЦППС обеспечивает сервер точного времени Метроном-300.

Программное обеспечение

В системе применяется программное обеспечение (ПО) «КОТМИ-2010». Состав и идентификационные данные ПО указаны в таблице 1. ПО «КОТМИ-2010» обеспечивает выполнение функций сбора, обработки и архивирования телеизмерений, предоставления структурированной информации о режимах работы электрической схемы и параметрах оборудования, передачи команд телеуправления, обмена оперативной информацией с внешними информационными системами с использованием различных каналов связи, ведения времени в системе, архивирование информации с заданной дискретностью, глубиной и составом, обеспечение доступа к информации по WEB-интерфейсу, диагностики состояния программных и аппаратных средств системы.

Таблица 1 - Идентификационные данные ПО

Защита программного обеспечения обеспечивается:

- ограничение доступа в серверное помещение и к АРМ;

- разграничением прав доступа пользователей;

- использованием электронных ключей защиты.

Уровень защиты ПО системы - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав первого уровня измерительных каналов (ИК) системы и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК системы

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

Примечания к таблице 2:

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

2 Нормальные условия эксплуатации компонентов системы:

параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) Uh; сила ток (от 1,0 до 1,2) Ih; cos9 = 0,87 инд.; температура окружающей среды: (23±2) °С;

3 Рабочие условия эксплуатации:

Для ТТ и ТН:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока (от 0,01 (0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности от cosф ^тф) 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;

- относительная влажность воздуха 98 % при 25 °С;

- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.

Для ППКЭ:

- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uh1; диапазон силы первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) 1н1; коэффициент мощности cosф ^пф) от 0,5 до 1,0 (от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от минус 20 до плюс 60 °С;

- относительная влажность воздуха не более 95 % без конденсата;

Для аппаратуры передачи и обработки данных:

- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±0,2) Гц;

- температура окружающего воздуха от плюс 18 до плюс 25 °С;

- относительная влажность воздуха не более 75 %;

- напряжение питающей сети 0,9ином до 1,Шном;

- сила тока от 0,051ном до 1,21ном.

4 Относительная погрешность измерений в рабочих условиях указана для силы тока 5% 1ном, cos9 = 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения ППКЭ от 10 до 35 °С.

5 При расчете характеристик погрешности ИК учтена дополнительная относительная погрешность, вызванная падением напряжения в линии ТН - ППКЭ.

6 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений.

Знак утверждения типа

наносят на титульные листы эксплуатационной документации (в правом верхнем углу) системы, типографским способом.

Комплектность

Комплектность системы представлена в таблице 3.

Таблица 3 - Комплектность системы

Поверка

осуществляется по документу МП 65510-16 «Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20 октября 2016 г.

Основные средства поверки:

- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки»;

- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные трансформаторы напряжения 6...35/V3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;

- по МИ 3195-2009 «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009 «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec PM130P Plus - по документу МП 36128-07 «Приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus, PM130E Plus, PM130EH Plus. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.

- источник первичный эталонный/сервер времени Метроном-300 - по документу «Источники первичные эталонные/серверы времени Метроном версий 200, 300, 600, 900, 1000, 2000, 3000. Методика поверки М002-12-СИ МП», утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП ЦНИИС в 2012 г.

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), Госреестр № 27008-04;

- переносной компьютер с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- термогигрометр CENTER (модель 314): диапазон измерений температуры от минус 20 до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10 до 100 %, дискретность 0,1 %.;

- прибор для измерения показателей качества электрической энергии и электроэнергетических величин Энерготестер ПКЭ-А. Диапазон измерений: переменного тока от 0 до 10 А, относительная погрешность ±0,5 %; частоты переменного тока от 45 до 75 Гц, абсолютная погрешность ±0,01 Гц; активной электрической мощности от 0,01 до 2,25Рн, относительная погрешность ±0,5 %.

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

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.

Сведения о методах измерений

Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрических величин с использованием системы обмена технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ».

Нормативные документы

1 ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».

2 ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

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

4 ГОСТ 26.205-88 «Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия».

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

6 ГОСТ Р МЭК 61850-3-2005 «Сети и системы связи на подстанциях. Часть 3. Основные требования».