Система телемеханики и связи Филиала "Кубанская генерация" ОАО ЮГК ТГК-8 (Краснополянская ГЭС). Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система телемеханики и связи Филиала "Кубанская генерация" ОАО ЮГК ТГК-8 (Краснополянская ГЭС)

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 11 от 16.10.08 п.87
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 33158
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск проект.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

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

СТМиС Краснополянской ГЭС 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» Кубанское 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 Краснополянской ГЭС 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»;

- сервер 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 Краснополянской ГЭС.

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 - ЦЦУ ЕЭС» Кубанское 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 Краснополянской ГЭС 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 Краснополянской ГЭС 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» Кубанское РДУ.

Глубина хранения информации:

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

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 1.

Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Измеряемые параметры

Основная относит, погрешность, %

ТТ

TH

Преобразователь

1

ВЛ ПО кВ стэс

ТНМ-ПО 600/5 Кл.т.10 Зав.№ 2973

НКФ-110 110000/100

Кл.т.0,5

Зав.№ 697777

Зав.№ 697800

Зав.№ 697781

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ МВ-0708А835-11

Ia,Ib,Ic,Icp Ра,РЬ,Рс,Рсум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sd,Sc,ScyM

±11

2

ВЛ ПО кВ Хоста

ТНМ-ПО 200/5 Кл.т.3,0 Зав.№2981

НКФ-110 110000/100

Кл.т.0,5 Зав.№ 38561 Зав.№ 38526 Зав.№ 38554

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ МВ-0708А837-11

la,Ib,Ic,Icp Ра,Pb,Рс,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sd,Sc,ScyM

±3,4

3

Т1 ст. 110 кВ

ТВТ-110 600/5 Кл.т.10 Зав.№ 2248

Зав.№ 2250

Зав.№ 2269

НКФ-110 110000/100

Кл.т.0,5 Зав.№ 38561 Зав.№ 38526 Зав.№ 38554

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ МВ-0706А956-11

Ia,Ib,Ic,Icp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sd,Sc,ScyM

±11

4

Т2 ст. 110 кВ

ТВТ-110 600/5 Кл.т.10 Зав.№ 6739

Зав.№ 6737

Зав.№ 6734

НКФ-110 110000/100

Кл.т.0,5 Зав.№ 697777 Зав.№ 697800 Зав.№ 697781

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ МВ-0707В322-11

Ia,Ib,Ic,Icp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sd,Sc,ScyM

±11

5

СМВ ПО кВ

ТНДМ-110 300/5 Кл.т.10 Зав.№ 5542

НКФ-110 110000/100

Кл.т.0,5 Зав.№ 697777 Зав.№ 697800 Зав.№ 697781 Зав.№ 38561 Зав.№ 38526 Зав.№ 38554

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ МВ-0708А273-11

Ia,Ib,Ic,Icp Ua,Ub,Uc,Ucp Uab,Ubc,Uca,Ucp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM f

±11 ±0,9 ±1,2

±0,01

6

ГГ1 6 кВ

ТПОФ-6 1000/5

Кл.т.0,5 Зав.№ 104344 Зав.№ 104348 Зав.№ 104343

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№4216

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ РВ-0703А048-11

Ia,Ib,Ic,Icp Ua,Ub,Uc,Ucp Uab,Ubc,Uca,Ucp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM f

±0,7 ±0,9 ±1,2 ±1,2 ±3,2 ±1,1 ±0,01

7

ГГ2 6кВ

ТПОФ-6 1000/5

Кл.т.0,5 Зав.№ 104345 Зав.№ 104346 Зав.№ 104347

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№ 3232

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ МВ-0706А953-11

Ia,Ib,Ic,Icp Ua,Ub,Uc,Ucp Uab,Ubc,Uca,Ucp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM f

±0,7 ±0,9 ±1,2 ±1,2 ±3,2 ±1,1 ±0,01

Номера точек измерений и

Состав измерительного канала

Измеряемые параметры

Основная относит, погрешность, %

н

аименование объекта

ТТ

TH

Преобразователь

8

ГГЗ 6 кВ

ТПОФ-6 1000/5

Кл.т.0,5 Зав.№ 143572 Зав.№ 143571 Зав.№ 143573

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№ 2959

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ МВ-0708А270-11

Ia,Ib,Ic,Icp Ua,Ub,Uc,Ucp Uab,Ubc,Uca,Ucp Ра,Pb,Рс,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM f

±0,7 ±0,9 ±1,2 ±1,2 ±3,2 ±1,1 ±0,01

9

ГГ4 6кВ

ТПОФ-6 1000/5

Кл.т.0,5 Зав.№ 165255 Зав.№ 165257 Зав.№ 165256

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№ 2840

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ МВ-0708А834-11

Ia,Ib,Ic,Icp Ua,Ub,Uc,Ucp Uab,Ubc,Uca,Ucp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM f

±0,7 ±0,9 ±1,2 ±1,2 ±3,2 ±1,1 ±0,01

10

ГГ МГЭС

ТПОЛ 200/5

Кл.т.0,5 Зав.№ 365 Зав.№ 272 Зав.№ 366

ЗНОЛП-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№ 708

Зав.№ 586

Зав.№ 362

ION7330

Кл.т.0,58 Зав.№ МВ-0706А957-11

Ia,Ib,Ic,Icp Ua,Ub,Uc,Ucp Uab,Ubc,Uca,Ucp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM f

±0,7 ±0,9 ±1,2 ±1,2 ±3,2 ±1,1 ±0,01

11

Т1 ввод 6кВ

ТПШЛ-10 4000/5 Кл.т.0,5 3ав.№431 Зав.№ 2250

Зав.№ 743

НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 Зав.№ 231

ION7300

Кл.т.0,58 Зав.№ МА-0708А730-11

Ia,Ib,Ic,Icp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

12

Т2 ввод 6кВ

ТПШЛ-10 4000/5 Кл.т.0,5 Зав.№2781 Зав.№ 599 Зав.№ 600

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№ 1137

ION7300

Кл.т.0,58 Зав.№ МА-0708А733-11

Ia,Ib,Ic,Icp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

13

СМВ 6кВ

ТПШЛ-10 4000/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 4379 Зав.№ 4082 Зав.№ 4350

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5 3ав.№231

Зав.№ 1137

ION7300

Кл.т.0,58 Зав.№ МА-0708А655-11

Ia,Ib,Ic,Icp Ua,Ub,Uc,Ucp Uab,Ubc,Uca,Ucp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM f

±0,7 ±1,2 ±3,2

±1,1

14

Фидер №1 РП-103-16кВ

ТПОЛ-10 1000/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 4501 Зав.№ 38302

НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 3ав.№231

ION7300

Кл.т.0,58 Зав.№ МА-0708А654-11

Ia,Ib,Ic,Icp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

15

Фидер №2

ТП-КЗ 6кВ

ТВК-10 300/5

Кл.т.0,5 Зав.№ 30522 Зав.№ 30563

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№ 1137

ION7300

Кл.т.0,58 Зав.№ МА-0708А728-11

Ia,lb,Ic,Icp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Измеряемые параметры

Основная относит, погрешность, %

ТТ

TH

Преобразователь

16

Фидер №3 РП-103-П6кВ

ТПОФ-6 1000/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 68522 Зав.№ 68166

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№ 1137

ION7300

Кл.т.0,58 Зав.№ МА-0708А724-11

Ia,Ib,Ic,Icp Ра,РЬ,Рс,Рсум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

17

ТСН 1 6кВ

Т-0,66 400/5

Кл.т.0,5 Зав.№ 51560 Зав.№ 51218 Зав.№ 58018

НТМИ-6 6000/100 Кл.т.0,5 3ав.№231

ION7300

Кл.т.0,58 Зав.№ МА-0708А725-11

la,Ib,Ic,Icp Ра,Pb,Рс,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

18

ТСН 2 6кВ

ТК-20 400/5 Кл.т.0,5 Зав.№ 38071 Зав.№ 38184 Зав.№ 38081

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5

Зав.№ 1137

ION7300

Кл.т.0,58 Зав.№

МВ-0708А726-11

Ia,Ib,Ic,Icp Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

19

I с. ш. 110 кВ

II с. ш. ПО кВ

I с. ш. 6 кВ

II с. ш. 6 кВ

-

НКФ-110 110000/100

Кл.т.0,5 Зав.№ 697777 Зав.№ 697800 Зав.№ 697781 Зав.№ 38561 Зав.№ 38526 Зав.№ 38554

НТМИ-6 6000/100

Кл.т.0,5 Зав.№ 231

Зав.№ 1137

РЭС-3 Кл.т.0,4 Зав.№ 37127

Ua,Ub,Uc,Ucp

f

±0,8

±0,03

Примечания:

1 Номера точек измерений указаны в соответствии с однолинейной электрической схемой Филиала «Кубанская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Краснополянская ГЭС);

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

3 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,984-1,02)Uhom; ток Ihom, coscp = 0,9 инд., частота сети (0,99 1,01) Гном;

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

4 Рабочие условия:

- параметры сети: напряжение (0,9 -ь 1,1) ином; ток (0,05± 1,2) Ihom; coscp = 0,5 инд. -ь 0,8 емк., частота сети (0,98 4-1,02) Гном;

- 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 40 С , для сервера - от 15 до 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 1.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность системы телемеханики и связи филиала ОАО «ЮГК ТГК-8» «Кубанская генерация» (Краснополянская ГЭС) определяется проектной документацией на систему.

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

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «Система телемеханики и связи филиала «Кубанская генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Краснополянская ГЭС). Измерительные каналы. Методика поверки» 72122884.4012402.039.ИА.01.4, согласованным с ФГУП «ВНИИМС» в октябре 2008 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.

Приемник сигналов точного времени от системы GPS.

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

Развернуть полное описание