Система сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО "ГСР ТЭЦ
| Номер в ГРСИ РФ: | 54616-13 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ООО "Р.В.С.", г.Москва |
| 54616-13: Описание типа СИ | Скачать | 89.3 КБ |
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 54616-13 |
| Наименование | Система сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО "ГСР ТЭЦ |
| Год регистрации | 2013 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 921 п. 63 от 16.08.2013 |
Производитель / Заявитель
ООО "Р.В.С.", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 54616-13 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 17.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 54616-13: Описание типа СИ | Скачать | 89.3 КБ |
Описание типа
Назначение
Система сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО «ГСР ТЭЦ» (далее по тексту - система) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока (Ia, Ib, Ic, 1ср); действующих значений линейного напряжения (Uab, Ubc, Uca, ил. ср); действующих значений фазного напряжения (Ua, Ub, Uc, иф.ср); активной, реактивной и полной мощности (P, Q, S); частоты переменного тока (f), а также автоматизированного сбора данных о функционировании основного и вспомогательного оборудования ЗАО «ГСР ТЭЦ» и передачи их в СОТИАССО.
Система используется при диспетчерско-технологическом управлении оборудованием ЗАО «ГСР ТЭЦ» для оптимизации режимов его работы, повышения надежности и безаварийности работы и увеличения сроков эксплуатации.
Система решает следующие задачи:
- автоматизированный сбор информации о функционировании оборудования ЗАО «ГСР ТЭЦ» и передачи их в ОДУ Северо-Запада и Ленинградское РДУ по протоколу МЭК 60870-5-101/104;
- восприятие дискретных сигналов;
- передача измерительной и дискретной информации на автоматизированное рабочее место (АРМ) ЗАО «ГСР ТЭЦ»;
- регистрация результатов измерений с присвоением меток времени;
- формирование предупредительных и аварийных сигналов и сообщений;
- формирование архивов результатов измерений и сообщений, их визуализация на
экранах АРМ в табличной и графической форме (графики, отчеты) по запросу оператора;
- протоколирование действий оператора;
- представление режимов работы оборудования ЗАО «ГСР ТЭЦ» в реальном масштабе времени.
Описание
Система сбора и передачи информации представляет собой многофункциональную , многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.
Система сбора и передачи информации реализована на основе устройства телемеханики многофункционального «ЭКОМ-ТМ» (Госреестр № 35177-12), в состав которого входит многофункциональный модуль телемеханики ММТ-2, приборов для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus (Госреестр № 36128-07), различных коммуникационных средств и программного обеспечения.
Система сбора и передачи информации включает в себя следующие уровни:
1 уровень включает в себя трансформаторы тока (далее - ТТ) по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения (далее - ТН) по ГОСТ 1983-2001, приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus, вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов системы приведены в таблице 2.
2 уровень включает в себя устройство телемеханики многофункциональное «ЭКОМ-ТМ» (Зав.№ 0123917), в состав которого входит многофункциональный модуль телемеханики ММТ-2, каналообразующую аппаратуру, устройство единого времени.
3 уровень включает в себя сервер ОИК, автоматизированные рабочие места персонала (АРМ), средства локальной вычислительной сети, объединяющей АРМы и серверы, средства передачи информации (коммуникационное оборудование) на диспетчерский пункт ОДУ Северо-Запада и Ленинградского РДУ и программное обеспечение "ОИК Диспетчер NT".
Первичные фазные токи и напряжения масштабируются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 1 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы приборов PM130P Plus, преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя вычисляются действующие значения силы электрического тока (Ia, Ib, Ic, 1ср); действующие значения линейного напряжения (Uab, Ubc, Uca, ил. ср); действующие значения фазного напряжения (Ua, Ub, Uc, иф.ср); активная, реактивная и полная мощность (P, Q, S); частота переменного тока (f).
Цифровой сигнал с выхода приборов PM130P Plus по проводным линиям связи (электрическим RS-485) поступает на входы многофункционального модуля телемеханики ММТ-2. В модуле телемеханики ММТ-2 осуществляется приведение действующих значений фазного и линейного напряжения, действующих значений силы тока, активной, реактивной и полной мощности в именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, ), присвоение полученным данным меток времени, группирование и промежуточное хранение измерительной информации.
Цифровой сигнал с выходов многофункционального модуля телемеханики ММТ-2 поступает в сервер ОИК, где выполняется дальнейшая обработка измерительной информации, в частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и отчетных документов, передача информации в другие заинтересованные организации.
Передача информации в автоматизированную систему Системного оператора осуществляется от сервера ОИК по выделенным цифровым каналам по протоколу МЭК 60870-5-101/104. Перечень измерений параметров режима (ТИ) ЗАО «ГСР ТЭЦ», передаваемых в РДУ (ОДУ), приведен в таблице 2.
Система сбора и передачи информации включает в себя подсистему ведения точного времени.
Подсистема ведения точного времени обеспечивает синхронизацию внутренних часов сервера, АРМ и измерительных приборов от спутниковой системы глобального позиционирования GPS.
Для синхронизации используются протоколы NTP (спецификация RFC 1361) и/или TIME (спецификация RFC 868). Сервер подключается к локальной сети СОТИАССО.
Период опроса текущих параметров телеизмерений, с, не более 1
Пределы допускаемой погрешности
временной метки результата измерений, с, ±1
Программное обеспечение
В системе используется ПО «ОИК Диспетчер NT», предназначенный для создания ин-формационно-управляющих систем для автоматизации технологического процесса передачи и распределения электрической энергии, в состав которого входят программы, указанные в таблице 1. ПО «ОИК Диспетчер NT» обеспечивает разграничение прав доступа пользователей к функциям и данным с использованием паролей.
Таблица 1 - Идентификационные данные программного обеспечения
|
Наименование ПО |
Идентификационное наименование ПО |
Номер версии (идентификационный номер) ПО |
Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма исполняемого кода) |
Алгоритм цифрового идентификатора ПО |
|
Исполняемый модуль пакета NT_SERV (сервер телеметрии) (каталог пакета NT_SERV: C:\Program Files\InterfaceSSH\Server\) |
_srv_.exe |
8bcfbf96024dacad6 9f35b6a7a56ca06 |
MD5 | |
|
Главная библиотека драйверов и функций пакета NT_SERV |
tmserv.dll |
cb8db04e65233740 65badd680fd4c958 |
MD5 | |
|
Клиентская библиотека работы с tmserv.dll пакета NT_SERV |
tmconn.dll |
f840404878f32735a ee7d83161e0016e |
MD5 | |
|
Исполняемый модуль пакета WIN_DISP ClientNT (клиенский доступ к телеметрии) (каталог пакета WIN_DISP ClientNT: C:\Program Files (x 86)\InterfaceSSH\WinDispNT) |
WinDisp.exe |
0763daf8b604a52b eb82a5e39ca4525b |
MD5 | |
|
Главная клиентская библиотека пакета WIN_DISP ClientNT |
tmconn.dll |
2505e538811b613c a70a4da68b6b39ac |
MD5 | |
|
Локальная клиентская библиотека пакета WIN_DISP ClientNT |
tmaccess.dll |
42fd2877fb28c8787 8ade1b2ec37ccdf |
MD5 |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики СИ - метрологические характеристики ИК системы, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.
Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - уровень «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
|
№ п/ п |
Наименование объекта* |
Состав измерительного канала |
Измеряемые параметры |
Метрологические характеристики ИК | |||
|
ТТ |
ТН |
Преобразователь |
Основная относит. погрешность, % |
Относит. погрешность в рабочих условиях, % | |||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
8 |
9 |
|
1 |
ТН 1 Ш 110 |
- |
EGK 145-3/VT1 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 2011.4780.01/001 |
SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,58 Зав. №950543 |
Ua, Ub, Uc, ^.ср Uab, Ubc, Uca, U. ср f |
±0,42 ±0,42 ±0,02 |
±0,43 ±0,43 ±0,02 |
|
2 |
ТН 2 Ш 110 |
- |
EGK 145-3/VT1 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 2011.4780.02/001 |
SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,58 Зав. №950539 |
Ua, Ub, Uc, ^.ср Uab, Ubc, Uca, Ил. ср f |
±0,42 ±0,42 ±0,02 |
±0,43 ±0,43 ±0,02 |
|
3 |
КВЛ 110кВ Инду-стри-альная-1 |
ELK-CT0 Кл. т. 0,5 1000/1 Зав. №2011.4751.04/1 Зав. №2011.4751.04/2 Зав. №2011.4751.04/3 |
EGK 145-3/VT1 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 |
SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,58 Зав. №950546 |
Ia, Ib, Ic, Ср Рсум Qсум SCxAl |
±0,6 ±0,9 ±2,3 ±0,8 |
±1,7 ±2,8 ±4,3 ±1,8 |
|
4 |
КВЛ 110кВ Инду-стри-альная-2 |
ELK-CT0 Кл. т. 0,5 1000/1 Зав. №2011.4751.03/1 Зав. №2011.4751.03/2 Зав. №2011.4751.03/3 |
EGK 145-3/VT1 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 |
SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,58 Зав. №950547 |
Ia, Ib, Ic, 1ср P сум Qсум SCxAi |
±0,6 ±0,9 ±2,3 ±0,8 |
±1,7 ±2,8 ±4,3 ±1,8 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
8 |
9 |
|
5 |
ШСВ 110кВ |
ELK-CT0 Кл. т. 0,5 1000/1 Зав. №2011.4751.02/1 Зав. №2011.4751.02/2 Зав. №2011.4751.02/3 |
EGK 145-3/VT1 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 |
SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,58 Зав. №950552 |
Ia, Ib, Ic, Icp PcyM QcyM ScyM |
±0,6 ±0,9 ±2,3 ±0,8 |
±1,7 ±2,8 ±4,3 ±1,8 |
|
6 |
БТ-1 |
ELK-CT0 Кл. т. 0,5 1000/1 Зав. №2011.4751.06/1 Зав. №2011.4751.06/2 Зав. №2011.4751.06/3 |
EGK 145-3/VT1 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 |
SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,58 Зав. №950544 |
Icp PcyM QcyM ScyM |
±0,6 ±0,9 ±2,3 ±0,8 |
±1,7 ±2,8 ±4,3 ±1,8 |
|
7 |
РТСН |
ELK-CT0 Кл. т. 0,5 150/1 Зав. №2011.4751.05/1 Зав. №2011.4751.05/2 Зав. №2011.4751.05/3 |
EGK 145-3/VT1 Кл. т. 0,2 110000:^3/ 100:^3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 |
SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,58 Зав. №950542 |
Icp P cyM QcyM ScyM |
±0,6 ±0,9 ±2,3 ±0,8 |
±1,7 ±2,8 ±4,3 ±1,8 |
|
8 |
ГГ-1 |
AON-F 690 Кл. т. 0,5 6500/1 Зав. №462760101 Зав. №462760102 Зав. №462760103 |
UKM Кл. т. 0,5 10500:^3/ 100:^3 Зав. №462560101 Зав. №462560102 Зав. №462560103 |
SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,58 Зав. №950551 |
Icp P cyM QcyM ScyM Un. cp f |
±0,6 ±1,1 ±2,6 ±1,0 ±0,66 ±0,02 |
±1,7 ±2,9 ±4,4 ±1,9 ±0,67 ±0,02 |
|
9 |
ГП-1 |
AON-F 690 Кл. т. 0,5 3000/1 Зав. №462750201 Зав. №462750202 Зав. №462750203 |
UKM Кл. т. 0,5 10500:^3/ 100:^3 Зав. №462660301 Зав. №462660302 Зав. №462660303 |
SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,58 Зав. №950541 |
Icp P cyM QcyM ScyM Цл. cp f |
±0,6 ±1,1 ±2,6 ±1,0 ±0,66 ±0,02 |
±1,7 ±2,9 ±4,4 ±1,9 ±0,67 ±0,02 |
Продолжение таблицы 2
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
7 |
8 |
9 |
|
10 |
ТСН1 |
SB0.8 Кл. т. 0,5 1000/1 Зав. № 11-036132 Зав. № 11-036133 Зав. № 11-036134 |
UKM Кл. т. 0,5 10500:^3/ 100:^3 Зав. №462560101 Зав. №462560102 Зав. №462560103 |
SATEC PM130 PLUS Кл. ^0,5S Зав. №950540 |
1ср P сум Qсум |
±0,6 ±1,1 ±2,6 |
±1,7 ±2,9 ±4,4 |
Примечания:
1 *Номера точек измерений указаны в соответствии с однолинейной электрической схемой (СОТИАССО) ЗАО «ГСР ТЭЦ»;
2 В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95;
3 Нормальные условия:
- параметры сети: напряжение ином; ток 1ном, cos9 = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4 Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 + 1,1) ином; ток (0,05^ 1,2) 1ном; cos9 = 0,5 инд. + 0,8 емк.;
- допускаемая температура окружающей среды для измерительных трансформаторов от минус 40 до плюс 70 °С, для приборов PM130P Plus от минус 20 до плюс 60 °С; для сервера от плюс 15 до плюс 30 °С.
5 Трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, трансформаторы напряжения по ГОСТ 1983-2001.
6 Допускается замена измерительных трансформаторов и измерительных преобразователей на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1.
Параметры надежности применяемых в АИИС КУЭ измерительных компонентов:
- прибор PM130 PLUS - среднее время наработки на отказ не менее 92000 часов, среднее время восстановления работоспособности 48 часов;
- сервер - среднее время наработки на отказ не менее 40000 часов, среднее время восстановления работоспособности 1 час.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО «ГСР ТЭЦ» типографским способом.
Комплектность
Комплектность системы определяется проектной документацией. В комплект поставки
входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.
Комплектность системы представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность
|
Наименование |
Кол-во, шт |
|
1 |
2 |
|
Трансформатор тока ELK-CT0 (Госреестр № 49474-12) |
15 |
|
Трансформатор тока AON-F (Госреестр № 51363-12) |
6 |
|
Трансформатор тока встроенные SB0.8 (Госреестр № 20951-08) |
3 |
|
Трансформатор напряжения EGK 145-3/VT1 (Госреестр №41074-09) |
2 |
|
Трансформатор напряжения UKM (Госреестр №43945-10) |
6 |
|
Устройство телемеханики многофункциональное «ЭКОМ-ТМ» (Госреестр № 35177-12) |
1 |
|
Прибор для измерений показателей качества и учета электрической энергии PM130P Plus (Госреестр № 36128-07) |
10 |
|
Методика поверки |
1 |
|
Формуляр |
1 |
Поверка
Осуществляется по документу МП 54616-13 «Система сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО «ГСР ТЭЦ». Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» в мае 2013 г.
Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:
• Трансформаторы тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 "ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки";
• Трансформаторы напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 "ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика поверки";
• PM130 PLUS - по документу «Приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии РМ130Р Plus. Методика поверки»
• Устройство телемеханики многофункциональное «ЭКОМ-ТМ» - по документу ПБКМ.424337.002 МП;
• радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), номер в Государственном реестре средств измерений № 27008-04;
• переносной компьютер с ПО и оптический преобразователь для работы с счетчиками системы и с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
Сведения о методах измерений
Метод измерений изложен в документе «Система сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО «ГСР ТЭЦ». Методика измерений», аттестованной ФГУП "ВНИИ метрологической службы", аттестат об аккредитации № 01.00225-2008 от 25.09.2008 г., 119361, Москва, ул. Озерная, 46.
Нормативные документы
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001
ГОСТ 7746-2001
ГОСТ 22261-94 технические условия».
«Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
«Трансформаторы тока. Общие технические условия».
«Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
Рекомендации к применению
Вне сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений.
Смотрите также
