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

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 11 от 16.10.08 п.184
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 33187
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» (Белореченская ГЭС) (далее СТМиС Белореченской ГЭС) предназначена для измерений и контроля параметров технологического процесса генерации и распределения электрической энергии, передачи измерительной информации на диспетчерский пункт Филиала ОАО «СО - ЦЦУ 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 Белореченской ГЭС включает две подсистемы - телемеханики и регистрации аварийных событий.

СТМиС Белореченской 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 Белореченской 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 Белореченской 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 - ЦДУ 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 Белореченской 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 Белореченской 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 - Состав и метрологические характеристики ИК

Номера точек

Состав измерительного канала

Измеряемые па-

Основная относит.

измерении и наименование объекта

ТТ

TH

Преобразователь

раметры

погрешность, %

1

ГГ-1

ТПОФ-Ю 1500/5

Кл. т. 0,5 Зав. № 95053 Зав. №95048 Зав. №95050

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №8717 Зав. №8666 Зав. №8594

ION7330

Кл.т. 0,5S Зав. №

РВ-0703А072-11

1аДЬДсДср 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

2

ГТ-2

ТПОФ 1500/5 Кл. т. 0,5 Зав. №65799 Зав. №65795 Зав. №65793

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №11504 Зав. №6625 Зав. №11757

ION7330

Кл.т. 0,5S Зав. №

РВ-0703А071-11

Ia,lb,lc,lcp 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

3

ГГ-3

ТПОФ 1500/5

Кл. т. 0,5 Зав. №65798 Зав. №65796 Зав. №65802

НОМ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №11799 Зав. №11621 Зав. №11737

ION7330

Кл.т. 0,5S Зав. № РВ-0703А070-11

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

4

ВЛ-110 кВ Мартанская

ТФН-110 600/5

Кл. т. 0,5 Зав. №612 Зав. №240 Зав. №810

НКФ-110 110000/100

Кл. т. 1,0 Зав. №648892 Зав. №652121 Зав. №652112

ION7330

Кл.т. 0,5S Зав. №

РВ-0703А074-11

ГаДЬДсДср Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM

±0,7 ±1,7

±3,9 ±1,5

5

ВЛ-110 кВ ДМ8

ТФНД-110 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. №4597 Зав. №2966 Зав. № б/н

НКФ-110 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №706993 Зав. №61435 Зав. №61744

ION7330

Кл.т. 0,5S Зав. № РВ-0703А076-11

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

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

6

СМВ-ИОкВ

ТФН-110 600/5

Кл. т. 0,5 Зав. №180 Зав. №607 Зав. №807

НКФ-110 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №706993 Зав. №61435 Зав. №61744

ION7330

Кл.т. 0,5S Зав. № РВ-0703А069-11

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

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

7

Т-1 НО кВ

ТФЗН-110 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № б/н Зав. № б/н Зав. № б/н

НКФ-110 110000/100

Кл. т. 1,0 Зав. №648892 Зав. №652121 Зав. №652112

ION7330

Кл.т. 0,5S Зав. № МВ-0708А277-11

ГаДЬДсДср Pa,Pb,Pc,Реум Qa,Qb,Qc,QcyM Sa,Sb,Sc,ScyM

±0,7 ±1,7

±3,9 ±1,5

8

Т-2 ПО кВ

ТФЗН-110 600/5 Кл. т. 0,5 Зав. № б/н Зав. № б/н Зав. № б/н

НКФ-110 110000/100

Кл. т. 0,5 Зав. №706993 Зав. №61435 Зав. №61744

ION7330

Кл.т. 0.5S Зав. № МВ-0708А278-11

ГаДЬДсДср 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

9

Т-3 35 кВ

ТФН-35 300/5

Кл. т. 0,5 Зав. № б/н Зав. № б/н

3HOM-35 35000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №730597 Зав. №730645 Зав. №730587

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А754-11

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

±0,7

±1,2

±3,2

±1,1

10

ВЛ-35 кВ

Рязанская ц. 1

ТНФ-35М 300/5 Кл. т. 0,5

Зав. №5867 Зав. №5865

3HOM-35 35000/100

Кл. т. 0,5

Зав. №730597

Зав. №730645

Зав. №730587

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А021-11

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

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

11

ВЛ-35 кВ Рязанская ц.2

ТФН-35 200/5

Кл. т. 0,5

Зав. №14594 Зав. №14770

3HOM-35 35000/100

Кл. т. 0,5

Зав. №730597 Зав. №730645 Зав. №730587

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А751-11

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

ВЛ-35 кВ Бжедуховская

ТВ-35-11 3000/5

Кл. т. 0,5

Зав. № ВККХ

3HOM-35 35000/100

Кл. т. 0,5

Зав. №730597 Зав. №730645

Зав. №730587

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709В445-11

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

Т-1 10 кВ

ТПШФ-10 3000/5 Кл. т. 0,5

Зав. №97978 Зав. №97986

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав.№ 645856

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А019-11

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

±0,7 ±1,2 ±3,2

±1,1

14

Т-2 10 кВ

ТПШФ-10 3000/5 Кл. т. 0,5

Зав. №84244 Зав. №83559

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 662669

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А753-11

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

Т-3 10 кВ

ТПШФ-10 1000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №104605 Зав. №104622 Зав. №104615

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. № 642678

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А020-11

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

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

16

СМВ 1-2 10 кВ

ТПШФД-10 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 86593 Зав. № 86596 Зав. № 86595

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №648892 Зав. №652121 Зав. №652112

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А022-11

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

±0,7 ±1,2

±3,2 ±1,1

17

СМВ 2-3 10 кВ

ТПШФД-10 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. № 67056 Зав. № 86997 Зав. № 67055

НТМИ-10 10000/100 Кл. т. 0,5 Зав. №706993 Зав. №61435 Зав. №61744

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А023-11

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

±0,7 ±1,2 ±3,2 ±1,1

Номера точек измерений и наименование объекта

Состав измерительного канала

Измеряемые параметры

Основная относит, погрешность, %

ТТ

TH

Преобразователь

18

ТСН-1 10 кВ

ТПШФ-10 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №86114 Зав. №81188 Зав. №86116

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5 Зав. № 645856

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А093-11

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

-

19

ТСН-2 10 кВ

ТПШФ-10 3000/5 Кл. т. 0,5 Зав. №86126 Зав. №86125 Зав. №86115

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 662669

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А750-11

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

-

20

ТМР-2 10 кВ

ТПФ-10 75/5 Кл. т. 0,5

Зав. №95466 Зав. №95468

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5

Зав. № 1004

ION7300

Кл.т. 0,5S Зав. № МА-0709А744-11

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

-

21

1 с. ш 110 кВ II с. ш. 110 кВ

I с. ш 10 кВ II с. ш. 10 кВ III с. ш 10 кВ

-

НКФ-110 110000/100

Кл. т. 1,0 Зав. №648892 Зав. №652121 Зав. №652112 Зав. №706993 Зав. №61435 Зав. №61744

НТМИ-10 10000/100

Кл. т. 0,5 Зав.№ 645856 Зав. № 662669 Зав. № 642678

РЭС-3 Кл.т. 0,4 Зав. № 36127

Ua,Ub,Uc,Ucp f

±0,8

±0,03

Примечания:

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

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

3 Нормальные условия:

- параметры сети: напряжение (0,98-И ,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-ь 1,2) Ihom; coscp = 0,5 инд. 4- 0,8 емк., частота сети (0,98 4- 1,02) (ном;

- 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.

7 Первичный ток трансформаторов тока в точках 18-20 не превышает 5 % номинального, поэтому метрологические характеристики в указанных точках не нормируются.

Знак утверждения типа

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

Комплектность

Комплектность системы телемеханики и связи Филиала ОАО «ЮГК ТГК-8» «Кубанская генерация» (Белореченская 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» (Белореченская ГЭС). Методика поверки» 72122884.4012402.039.ИА.01.2, 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» (Белореченская 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