Система телемеханики и связи филиала Астраханская генерация ОАО ЮГК ТГК-8 (Астраханская ТЭЦ-2)

Назначение

Система телемеханики и связи филиала «Астраханская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Астраханская ТЭЦ-2) (далее СТМиС Астраханской ТЭЦ-2) предназначена для измерений и контроля параметров технологического процесса генерации и распределения электрической энергии, передачи измерительной информации на диспетчерский пункт Филиала ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» Астраханское 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 Астраханской ТЭЦ-2 включает две подсистемы - телемеханики и регистрации аварийных событий.

СТМиС Астраханской ТЭЦ-2 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» Астраханское 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-2003»,

преобразователей измерительных ION 7300 и ION733Q (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 Астраханской ТЭЦ-2 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-2003»;

-    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-2003», 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 ТН 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-2003»

-    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 Астраханской ТЭЦ-2.

Сбор информации о положении выключателей и разъединителей осуществляется контроллером WAGO.

Обмен информацией между АРМ и ОИК «СК-2003» осуществляется по интерфейсу Ethernet.

Для передачи телемеханической информации в Филиала ОАО «СО — ЦДУ ЕЭС» Астраханское 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-2003» используется ПО MS Windows 2003 Server.

Ведение времени в СТМиС Астраханской ТЭЦ-2 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 Астраханской ТЭЦ-2 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 Филиала ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» Астраханское 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

Номе

ра

точек

изме-

рений

Состав измерительного канала

ТН

ТТ

Наименование объекта

Многофункциональный счетчик

Измеряемые параметры

Метрологические характеристики ИК

Основная относит, погрешность, %

ТФЗМ-110 600/5 Кл. т. 0,5

Зав.№ 29431 Зав.№ 30294

НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 22705 Зав.№ 23039 Зав.№ 22673

ION 7330

Зав.№ МВ-0707А728-11

ВЛ-110 №173

10

ТВ-110 -2-У2 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав.№ 503 Зав.№ 4191 Зав.№ 4327

НКФ-110 Кл. т. 0,5 110 Зав.№ 22566 Зав.№ 22817 Зав.№ 23010

ION 7330

Зав.№ МВ-0707А151-11

Т-2 110

И

ВЛ-110 №453

12

13

СМВ-1-3 но Кв

СМВ-2-

14

15

4 НО кВ

ВЛ-110

Городская-2

ТФЗМ-110 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 23425 Зав.№ 23125

ТВ-110/50 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав.№ б/н Зав.№ б/н Зав.№ б/н

ТВ-110/50 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав.№ Б/Н Зав.№ Б/Н Зав.№ Б/Н

ТФЗМ-110 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 38699 Зав.№ 38650

НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5

Зав.№ 22705 Зав.№ 23039 Зав.№ 22673

НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5

Зав.№ 22055 Зав.№ 25047 Зав.№ 23006

ION 7330

Зав.№ МВ-0707А144-11

ION 7330

±0,7

±0,9

±1,3

±1,2

±3,0

±1,1

±0,01

Зав.№ МВ-0707А720-11

ION 7330

Зав.№ МВ-0707А726-11

ION 7330

Зав.№ МВ-0706А874-11

U, Ib, Ic, Icp, Ua, Ub, Uc, Uab> Ubc. Uca Pa, Pb, Pc. Рсум, Qa, Qb, Qc, Qcym, Sa> Sb, Sc, Scym, f

ТВТ-110-2-У2 Кл. т. 0,5 1000/5 Зав.№ 3164 Зав.№ 3190 Зав.№ 3184

16

Т-3 но

НКФ-110 110000/100 Кл. т. 0,5

Зав.№ 23036 Зав.№ 22824 Зав.№ 21422

ТФЗМ-110 600/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 23124 Зав.№ 29462

ВЛ-110 №171

17

ТФЗМ-110 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав.№ 3841 Зав.№ 3872 Зав.№ 3853

ОШСМВ-2-

110кВ

ION 7330

Зав.№ МВ-0707А152-11

ION 7330

Зав.№ МВ-0707А727-11

ION 7330

Зав.№ МВ-0707А722-11

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 «Астраханская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Астраханская ТЭЦ-2);

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

3    Нормальные условия:

параметры сети: напряжение Uhom; ток Ihom, coscp = 0,9 инд.; температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

4    Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 1,1) Uhom; ток (0,05ч- 1,2) Ihom; coscp = 0,5 инд. -г 0,8 емк.; допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, 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 °С.

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 «Астраханская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Астраханская ТЭЦ-2).

Комплектность

Комплектность системы телемеханики и связи филиала «Астраханская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Астраханская ТЭЦ-2) определяется проектной документацией на систему.

В комплект поставки входит техническая документация на систему, на комплектующие средства измерений и методика поверки 72122884.4012402.038.ПМ.01.2.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом филиала «Астраханская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Астраханская ТЭЦ-2). Методика поверки» 72122884.4012402.038.ПМ.01.2, согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в декабре 2007 года.

Средства поверки - по методикам поверки на измерительные компоненты:

-    ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

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

-преобразователи ION 7300, ION 7330 - по методике поверки «Счетчики электрической

....................--------------ТГЧХ1 \Л*ЫЪТЖ1Ж^Г> Т-ТГЧ ncmt/Tj sv

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 «Астраханская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Астраханская ТЭЦ-2) утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен при выпуске из производства и в эксплуатации согласно государственным поверочным схемам.