СТИ ООО «НПГЭ» представляет собой многоуровневую распределенную информационно-измерительную систему.

Система решает следующие задачи:

• - сбор информации о работе оборудования и устройств электрической части ООО «НПГЭ»;

• - измерение действующих значений силы электрического тока по каждой фазе и среднего по 3-м фазам действующего значения силы электрического тока;

• - измерение действующих значения фазных напряжений и среднего из 3-х действующих значений линейного напряжения трехфазного переменного тока;

• - измерение активной и реактивной мощности трехфазного переменного тока по каждой фазе и суммарно;

• - измерение частоты переменного тока;

• - измерение внешней температуры наружного воздуха;

• - передача во внешнюю автоматизированную систему Тюменского РДУ результатов измерений;

• - диагностика работы технических средств и программного обеспечения (ПО) системы, ведение «журнала событий»;

• - регистрацию результатов измерений с присвоением метки времени;

• - формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений;

• - формирование архивов результатов измерений и сообщений, их визуализация на экране АРМ «ОИК Диспетчер НТ» в табличной и графической форме (графики, отчеты) по запросу оператора;

• - представление режимов работы оборудования ООО «НПГЭ» в реальном масштабе времени;

• - ведение системы обеспечения единого времени (СОЕВ). Нижний уровень включает в себя следующие компоненты:

• - измерительные трансформаторы тока (ТТ) и напряжения (ТН) с соответствующими

проводными линиями связи;

• - аналоговые линии связи для передачи измерительной информации от измерительных трансформаторов тока и напряжения на измерительные преобразователи ПЦ6806-03М и модули МАВ;

• - преобразователи измерительные цифровые ПЦ6806-03М (Госреестр 23833-09), обеспечивающие прием измерительной информации от первичных измерительных трансформаторов тока и напряжения в цепях ВЛ-110 кВ подстанции «Ноябрьская ПГЭ» и расчета на ее основе электрических параметров передаваемых по каналам телемеханики;

• - модули МАВСП (ПТК «Космотроника-Венец», Госреестр 24136-08), обеспечивающие прием измерительной информации от первичных измерительных трансформаторов тока и напряжения;

• - модуль МАВ24-С1С1 (ПТК «Космотроника-Венец», Госреестр 24136-08) ввода сигналов от термопреобразователей сопротивления;

• - цифровые линии связи в стандарте интерфейса RS485 для передачи измерительной и расчетной информации от преобразователей ПЦ6806-03М и модулей МАВ в сервер АСУ ТП ООО «НПГЭ».

Верхний уровень включает в себя:

• - сервер на базе промышленного компьютера серии iROBO-2000-4095, обеспечивающий сбор измерительной информации от измерительных преобразователей ПЦ-6806, привязку ее к временным отметкам, ведение суточных архивов;

• - специализированное программное обеспечение ОИК «Диспетчер НТ»;

• - линии связи в стандарте интерфейса RS485, цифровые сети Industrial Ethernet, каналообразующее оборудование для передачи телеметрической информации на диспетчерские пункты Тюменского РДУ и Ноябрьского управления «Электросети»;

• - дисплей администратора системы, обеспечивающий контроль параметров системы и ее оперативное обслуживание.

Первичные фазные токи и напряжения, измеренные на выходах генераторов ООО «НПГЭ» и в ячейках подключения на п/ст Ноябрьская, масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1/5 А), поступающие по проводным линиям связи на соответствующие входы измерительных преобразователей ПЦ-6808-03М, которые измеряют мгновенные значения токов и напряжений в каждой из фаз сети.

Первичные фазные токи и напряжения, измеренные на выходах генераторов ООО «НПГЭ», масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1/5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы измерительных модулей МАВСП ПТК «Космотроник-Венец», которые измеряют мгновенные значения токов и напряжений в каждой из фаз сети.

По мгновенным значениям токов и напряжений в измерительных преобразователях ПЦ-6808-03М и модулях МАВСП вычисляются действующие значения фазного (U_a, и_В, Uc) и линейного (и_АВ, и_ВС, и_СА) напряжений, средние значения фазных токов и напряжений, среднее значение линейного напряжения, значения токов (1_А, 1_В, 1_С), а также «мгновенные» (средние за период сети) значения трехфазной активной (P), реактивной (Q) мощности, пофазной и суммарной по точке измерений. Частота (f) определяется по одному из линейных напряжений.

Все измеренные и вычисленные, преобразователями ПЦ-6808-03М и модулями МАВСП, значения приводятся в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН.

Цифровые сигналы с выходов измерительных преобразователей ПЦ-6808-03М и модулей МАВ по шине Ethernet поступают в сервер АСУ ТП ООО «НПГЭ» на базе промышленного компьютера iROBO-2000-4095, где осуществляется их обработка и проверка достоверности, присвоение полученным данным меток времени, передача обработанных данных на верхний уровень и в филиал ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ.

Сервер АСУ ТП ООО «НПГЭ» является сервером БД системы телеизмерений, обеспечивая сбор и обработку измерительной информации, резервное копирование, передача информации во внешнюю автоматизированную систему Тюменского РДУ по протоколу МЭК 60870-5104, предоставление информации оперативному персоналу (вывод на АРМ).

СТИ ООО «НПГЭ» использует существующую систему обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе устройств синхронизации времени с GPS приемником сигналов точного времени в составе АИИС КУЭ ООО «Ноябрьская ПГЭ». СОЕВ выполняет прием сигналов точного времени и автоматическую коррекцию времени сервера, преобразователей ПЦ и модулей МАВ. СОЕВ обеспечивает точность синхронизации времени в системе не хуже 1 с, и точность поддержания времени в пределах допускаемого расхождения не более ±3 с в сутки. Синхронизация времени сервера, преобразователей и модулей МАВ в составе СТИ ООО «НПГЭ» выполняется не реже одного раза в сутки.

Комплектность на систему телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая электрическая станция» указана в формуляре на систему.

В комплект поставки входит методика поверки 001-НПГЭ-03/09-МП «Система телеизмерений ООО «Ноябрьская парогазовая станция» Измерительные каналы. Методика поверки».

Таблица 2 - Состав ИК и их основные метрологические характеристики

Продолжение таблицы 2

Окончание таблицы 2

Примечания:

• 1. В таблице 2 для всех измеряемых параметров, кроме частоты и температуры, в качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95, для частоты и температуры приведены пределы допускаемой абсолютной погрешности.

• 2. Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001.

• 3. Допускается замена измерительных трансформаторов и измерительных преобразователей на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 2.

• 4. Нормальные условия:

• - параметры сети: напряжение (0,95 - 1,05) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном, cos j = 0,9 инд.;

• - температура окружающей среды (20 ± 5) °С.

• 5. Рабочие условия:

• - параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) ином; ток (0,05 - 1,2) 1ном; 0,5 инд .£cosj£0,8 емк;

• - допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для ПЦ6808-03М от минус 30 до плюс 50 °С; для модулей МАВ от минус 10 до плюс 50 °С; для сервера от плюс 10 до плюс 35 °С.

• 6. Погрешность в нормальных условиях указана для тока 1ном, cos j = 0,9 инд и температуры окружающей среды в месте расположения ИП и модулей МАВ (20 ± 5) °С;

• 7. При расчете характеристик погрешности ИК учтена дополнительная относительная погрешность, вызванная падением напряжения в линиях соединения преобразователей с ТН, принятая 0,25%.