По характеру выполняемых функций СТМиС Махачкалинской ТЭЦ включает две подсистемы - телемеханики и регистрации аварийных событий.

СТМиС Махачкалинской ТЭЦ 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» - Дагестанское 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 Махачкалинской ТЭЦ 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»;

• - 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-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 Махачкалинской ТЭЦ.

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» - Дагестанское 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 Махачкалинской ТЭЦ 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 Махачкалинской ТЭЦ 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» - Дагестанское РДУ.

Глубина хранения информации:

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

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

В комплект поставки входит техническая документация на систему, на комплектующие средства измерений и методика поверки 72122884.4012402.040 ПМ.

Таблица 1 - Метрологические характеристики ИК

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

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 ОАО «ЮГК ТГК-8» «Дагестанская генерация» (Махачкалинская ТЭЦ);

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

• 3 Нормальные условия:

параметры сети: напряжение Uhom; ток Ihom, cos<p = 0,9 инд.;

температура окружающей среды (20 ± 5) °C.

• 4 Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) Uhom; ток (0,054- 1,2) Ihom; coscp = 0,5 инд. 4- 0,8 емк.;

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 35 С; для сервера от плюс 15 до минус 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.