СТМиС Ростовской 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 процессов и событий;

• -  передача измерительной информации на АРМы операторов и на диспетчерский пункт Филиала ОАО «СО - ЦДУ ЕЭС» Ростовское 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 № 22898-07), контроллеров WAGO для приема и обработки дискретных сигналов, устройства единого времени системы (LANTIME/GPS/AHS), различных коммуникационных средств и программного обеспечения.

СТМиС Ростовской 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;

• - контроллеры WAGO.

• 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.).

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» Ростовское РДУ по основному и резервному каналам связи используются протоколы МЭК 870-5-104.

В качестве программного обеспечения ОИК «СК-2007» используется ПО MS Windows 2003 Server.

Ведение времени в СТМиС Ростовской ТЭЦ-2 осуществляется внутренними таймерами следующих устройств:

• - сервер времени LANTIME/GPS/AHS;

• - серверы СТМиС.

Сервер времени LANTIME/GPS/AHS синхронизирован с сигналами точного времени от GPS-приемника с погрешность синхронизации ± 10 мкс. Сервер времени 1 раз в мин синхронизирует время серверов системы относительно собственного по протоколу. Погрешность ведения системного времени относительно астрономического составляет не более 10 мс. Погрешность по времени, обусловленная несовпадением моментов времени появления данных на выходе ИП и моментами времени, к которым они отнесены в базах данных, не превышает ± 300 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» Ростовское РДУ.

Глубина хранения информации:

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

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

В комплект поставки входит техническая документация на систему, на комплектующие средства измерений и методика поверки 72122884.4012402.036.ИА.01.1.

Примечания:

• 1 Номера точек измерений указаны в соответствии с однолинейной электрической схемой Филиала «Ростовская Городская Генерация» ОАО «ЮГК ТГК-8» (Ростовская 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) °C.

• 4 Рабочие условия:

параметры сети: напряжение (0,9 4- 1,1) Uhom; ток (0,14- 2,0) 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, 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.