69629-17: Система телемеханики и связи ООО "Тепловая генерация г. Волжского" (Волжская ТЭЦ-2) - Производители, поставщики и поверители

Система телемеханики и связи ООО "Тепловая генерация г. Волжского" (Волжская ТЭЦ-2)

ALL-Pribors default picture
Номер в ГРСИ РФ: 69629-17
Производитель / заявитель: ЗАО "Энергометрология", г.Москва
Скачать
69629-17: Описание типа СИ Скачать 137.9 КБ
69629-17: Методика поверки МП 4222-31-7714348389-2017 Скачать 8.7 MБ
Нет данных о поставщике
Система телемеханики и связи ООО "Тепловая генерация г. Волжского" (Волжская ТЭЦ-2) поверка на: www.ktopoverit.ru
КтоПоверит
Онлайн-сервис метрологических услуг

Система телемеханики и связи ООО «Тепловая генерация г. Волжского» (Волжская ТЭЦ-2) (далее - СТМиС) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока, среднего по 3-м фазам действующих значений силы электрического тока, действующих значений фазного напряжения, действующих значений линейного напряжения, частоты переменного тока, активной, реактивной и полной мощности на ООО «Тепловая генерация г. Волжского» (Волжская ТЭЦ-2), а также регистрации и хранения телесигналов и телеизмерений во времени, нормальных и аварийных процессов и событий.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру 69629-17
Наименование Система телемеханики и связи ООО "Тепловая генерация г. Волжского" (Волжская ТЭЦ-2)
Срок свидетельства (Или заводской номер) зав.№ 01
Производитель / Заявитель

ООО "Энергометрология", г.Москва

Поверка

Актуальность информации 24.03.2024

Поверители

Скачать

69629-17: Описание типа СИ Скачать 137.9 КБ
69629-17: Методика поверки МП 4222-31-7714348389-2017 Скачать 8.7 MБ

Описание типа

Назначение

Система телемеханики и связи ООО «Тепловая генерация г. Волжского» (Волжская ТЭЦ-2) (далее - СТМиС) предназначена для измерений действующих значений силы электрического тока, среднего по 3-м фазам действующих значений силы электрического тока, действующих значений фазного напряжения, действующих значений линейного напряжения, частоты переменного тока, активной, реактивной и полной мощности на ООО «Тепловая генерация г. Волжского» (Волжская ТЭЦ-2), а также регистрации и хранения телесигналов и телеизмерений во времени, нормальных и аварийных процессов и событий.

Описание

СТМиС представляет собой многофункциональную многоуровневую автоматизированную систему с централизованным управлением и распределённой функцией измерения.

Система включает в себя следующие уровни:

1-й уровень - измерительные трансформаторы тока (ТТ) по ГОСТ 7746-01, измерительные трансформаторы напряжения (ТН) по ГОСТ 1983-01, регистраторы цифровые РЭС-3, счетчики электрической энергии многофункциональные ION 7330 и ION 7300, регистраторы цифровые РЭС-3 по ГОСТ Р 52323-2005, ГОСТ Р 52322-2005 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ Р 52425-2005 в режиме измерений реактивной электроэнергии, счетчики многофункциональные для измерения показателей качества и учета электрической энергии EM133 по ГОСТ Р ГОСТ 31819.22-2012 в режиме измерений активной электроэнергии и по ГОСТ 31819.23-2012 в режиме измерений реактивной электроэнергии вторичные измерительные цепи и технические средства приема-передачи данных. Метрологические и технические характеристики измерительных компонентов СТМиС приведены в таблицах 2 - 3.

2-й уровень - основной и резервный сервер ProLiantDL380 G5 Xeon, средства локальной вычислительной сети и доступа к информации, программное обеспечение (ПО) «ОперативноИнформационный Комплекс «СК-2007», устройство синхронизации времени- сервер времени LANTIME NTP Time Server, источник бесперебойного питания серверного шкафа (APC), автоматизированные рабочие места, технические средства приема-передачи данных, каналы связи для обеспечения информационного взаимодействия между уровнями СТМиС.

В каналах измерения электрических величин первичные фазные токи и напряжения преобразуются измерительными трансформаторами в сигналы низкого уровня (100 В, 5 А), которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы измерительных преобразователей, преобразующих мгновенные значения аналоговых сигналов в цифровой код. По мгновенным значениям силы электрического тока и напряжения в микропроцессоре преобразователя с учетом коэффициентов трансформации трансформаторов тока и напряжения вычисляются действующие значения силы электрического тока (I), среднее по трем фазам действующие значения фазных и линейных напряжений (U), активная (Р), реактивная (Q) и полная (S) мощность и частота переменного тока (f).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков ION, EM133 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.).

В каналах регистрации аварийных событий РЭС-3 цифровому сигналу выполняется присвоение меток времени и дальнейшая обработка измерительной информации. Для хранения аварийных процессов зафиксированных РЭС-3, данные поступают в сервера ОИК «СК-2007».

СТМиС оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ), созданной на основе устройства синхронизации времени типа сервер времени LANTIME NTP Time Server, который синхронизирован с сигналами точного времени от GPS-приемника с погрешностью синхронизации ±10 мкс. Сервер времени контролирует рассогласование времени серверов СТМиС относительно собственного времени и по достижении рассогласования 20 мс корректирует время таймеров серверов СТМиС по протоколу SNTP и раз в 15 мин корректирует время таймера регистраторов РЭС-3 по протоколу DNP. Погрешность ведения времени СТМиС не превышает ±100 мс.

Программное обеспечение

В СТМиС используется программное обеспечение (далее-ПО) «ОперативноИнформационный Комплекс «СК-2007» (Версия 7.6.1) (далее- ПО ОИК «СК-2007»), в состав которого входят метрологически значимые модули, указанные в таблице 1.

ПО ОИК «СК-2007» обеспечивает защиту программного обеспечения и измерительной информации паролями в соответствии с правами доступа. Средством защиты данных при передаче является кодирование данных, обеспечиваемое программными средствами ПО ОИК «СК-2007»

Таблица 1 - Идентификационные данные метрологически значимых модулей ПО

Идентификационные данные (признаки)

Значение

Идентификационное наименование модуля ПО

FuncDll.dll

Номер версии (идентификационный номер) модуля ПО

7.6.0.42

Цифровой идентификатор модуля ПО

70115651B774BF787B59B3D692FE12A9

Алгоритм вычисления цифрового идентификатора модуля ПО

MD5

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности по электроэнергии, получаемой за счет математической обработки измерительной информации, поступающей от счетчиков, составляет 1 единицу младшего разряда измеренного значения.

Пределы допускаемых относительных погрешностей по активной и реактивной электроэнергии, а также для разных временных (тарифных) зон не зависят от способов передачи измерительной информации и определяются классами точности применяемых счетчиков электроэнергии и измерительных трансформаторов тока и напряжения.

Метрологические характеристики измерительных каналов СТМиС, указанные в таблице 2, нормированы с учетом ПО.

Уровень защиты ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «средний» в соответствии с Р 50.2.077-2014.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2.

Таблица 2 - Состав измерительных каналов СТМиС

Номер точки измерений

Наименование присоединения

Состав измерительного канала

Измеряемые параметры

Метрологические характеристики ИК

Трансформатор тока

Трансформатор напряжения

Измерительный преобразователь

УССВ

Основная погрешность, (±) %

Погрешность в рабочих условиях, (±) %

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1

Волжская ТЭЦ-2 1 С 1 СШ 110 кВ

-

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

РЭС-3

Рег. № 37466-08

LANTIME NTP Time Server

Ua, Ив, ИС, f

0,8 0,06

0,8 0,06

2

Волжская ТЭЦ-2 1 С 2 СШ 110 кВ

-

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

РЭС-3

Рег. № 37466-08

Ua, Ив, ИС, f

0,8 0,06

0,8 0,06

3

Волжская ТЭЦ-2 2 С 1 СШ 110 кВ

-

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

РЭС-3

Рег. № 37466-08

Ua, Ив, ИС, f

0,8 0,06

0,8 0,06

4

Волжская ТЭЦ-2 2 С 2 СШ 110 кВ

-

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84

РЭС-3

Рег. № 37466-08

Ua, Ив, ИС, f

0,8 0,06

0,8 0,06

1

2

3

4

5

6

7

8

9

5

Волжская ТЭЦ-2 1 С ОСШ 110 кВ

-

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3

КТ 0,5

РЭС-3

Рег. № 37466-08

Ua, Ub

f

0,8 0,06

0,8 0,06

Рег. № 1188-84

6

Волжская ТЭЦ-2 2 С ОСШ 110 кВ

-

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3

КТ 0,5

РЭС-3

Рег. № 37466-08

Ua, иВ, f

0,8 0,06

0,8 0,06

Рег. № 1188-84

7

Волжская

ТЭЦ-2 СВ-1

110 кВ

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84

EM133

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 58209-14

LANTIME NTP Time Server

IA, IB, Jo, Icp Ua, Ub, Uc

UAB, UBC, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, QB, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,6 0,7 0,7

1,3

1,8

1,0

0,01

0,6 0,7 0,7

1,3

1,8

1,0

0,01

8

Волжская

ТЭЦ-2 СВ-2

110 кВ

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

EM133

КТ 0,5S/1,0 Рег. № 58209-14

Ia, Ib, Ic, Icp

Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,6 0,7 0,7

1,3

1,8

1,0 0,01

0,6 0,7 0,7

1,3

1,8

1,0

0,01

9

Волжская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч. 4 ШОВ 1С 110 кВ

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

IA, IB, IC, ICP Ua, Ub, Uc

Uab, UBC, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1

0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1а, 1в, 1с, Icp

0,7

0,7

10

Волжская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч. 16 ШОВ 2С 110 кВ

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

Ua, Ub, Uc UAB, UBC, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, QB, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум

0,9

1,3

1,3

2,4

1,1

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

f

0,01

0,01

11

Волжская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч.12 отх. ВЛ-110 кВ № 200

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

LANTIME NTP Time Server

Ia, Ib, Ic, Icp Ua, Ub, Uc UAB, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1 0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

12

Волжская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч.20 отх. ВЛ 110 кВ № 203

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

IA, IB, Ic, ICP Ua, Ub, Uc UAB, UBC, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1 0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

13

Волжская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч.19 отх. ВЛ 110 кВ № 210

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

Ia, Ib, Ic, Icp Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Pa, Pb, Pc, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1 0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

14

Волжская ТЭЦ-2

ОРУ-110 кВ, яч.17 отх. ВЛ 110 кВ № 249

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

1а, IB, IC, кт Ua, Ub, Uc UAB, UBC, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум

f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1 0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

15

Волжская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч. 3 отх. ВЛ 110 кВ № 250

ТФЗМ-110Б-ГУУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

LANTIME NTP Time Server

Ia, Ib, IC, 1ср

Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1 0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

16

Волжская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч.8 отх. ВЛ 110 кВ № 274

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

IA, IB, IC, ICP

Ua, Ub, Uc UAB, UBC, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1

0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

17

Волжская ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч. 6 отх. ВЛ 110 кВ № 294

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,2S Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5

IA, IB, IC, ICP Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум.

0,4

0,9

1,3

1,0

0,5

1,0

1,6

1,7

Рег. № 22898-07

Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

2,0

1,0

0,01

3,1

1,5

0,01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

18

Волжская ТЭЦ-2

ОРУ-110 кВ, яч. 18 отх. ВЛ 110 кВ № 295

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

1а, 1в, 1с, 1ср

UA Ub, Uc UAB, иВС, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, QC, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1 0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

Ia, Ib, Ic, Icp

0,7

0,7

19

Волжская

ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч. 7 БЛ-1

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

NTP Time Server

Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум

0,9

1,3

1,3

2,4

1,1

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

f

0,01

0,01

IA, IB, IC, ICP

0,7

0,7

20

Волжская

ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч. 13 БЛ-2

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

LANTIME

Ua, Ub, Uc UAB, UBC, UCA PA, Рв, Pc, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум

0,9

1,3

1,3

2,4

1,1

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

f

0,01

0,01

Ia, Ib, Ic, Icp

0,6

0,6

21

Волжская

ТЭЦ-2 ОРУ-110 кВ, яч. 9 РТСН

ТФЗМ-110Б-ШУ1

1000/5

КТ 0,5 Рег. № 2793-88

НКФ110-83У1 110000/:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 1188-84

EM133

КТ 0,5S/1,0

Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Pc, Рсум.

0,7

0,7

1,3

0,7

0,7

1,3

Рег. № 58209-14

Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум

1,8

1,0

1,8

1,0

f

0,01

0,01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1а, IB, 1с, кт

0,7

0,7

Волжская

ТОЛ-10

ЗНОЛ.06

ION 7300

КТ 0,5S/0,5

Ua, Ub, Uc

0,9

1,0

22

ТЭЦ-2

РСП-1

1500/5

КТ 0,5

6000:^3/100:^3

КТ 0,5

UAB, UBC, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум.

1,3

1,3

1,6

1,9

6 кВ

Рег. № 7069-07

Рег. № 3344-04

Рег. № 22898-07

Qa, Qb, Qc, Qсум

2,4

3,4

Sa, Sb, Sc, Sсум

1,1

1,6

f

0,01

0,01

Ia, Ib, Ic, 1ср

0,7

0,7

ТОЛ-10

ЗНОЛ 06

ION 7300

LANTIME NTP Time Server

Ua, Ub, Uc

0,9

1,0

23

Волжская

1500/5

6000:^3/100:^3

Uab, Ubc, Uca

1,3

1,6

ТЭЦ-2

КТ 0,5 Рег. № 7069-07

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

КТ 0,5S/0,5

Ра, Рв, Рс, Рсум.

1,3

1,9

РСП-2

Рег. № 22898-07

Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, SCYm

2,4

1,1

3,4

1,6

f

0,01

0,01

IA, IB, IC, ICP

0,4

0,5

24

Волжская ТЭЦ-2 ТГ-1 10 кВ

ТШВ15Б (мод. ТШВ15Б-02) 8000/5 КТ 0,2

ЗНОМ-15-63 10000:^3/100:^3

КТ 0,5

Рег. № 1593-05

ION 7330

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

Ua, Ub, Uc UAB, UBC, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, QcyM

0,9

1,3

1,0

2,0

1,0

1,6

1,7

3,1

Рег. № 5719-76

Sa, Sb, Sc, ScyM

1,0

1,5

f

0,01

0,01

IA, IB, IC, ICP

0,4

0,5

Волжская

ТШ 20

ЗНОМ-20-63

ION 7330

КТ 0,5S/0,5

Ua, Ub, Uc

0,9

1,0

25

ТЭЦ-2 ТГ-2

8000/5

КТ 0,2

18000:^3/100:^3

КТ 0,5

Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум.

1,3

1,0

1,6

1,7

18 кВ

Рег. № 8771-00

Рег. № 1593-62

Рег. № 22898-07

Qa, Qb, Qc, QcyM

2,0

3,1

Sa, Sb, Sc, ScyM

1,0

1,5

f

0,01

0,01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

26

Волжская ТЭЦ-2 ТСН-1-1 6 кВ

ТОЛ-10 1500/5

КТ 0,5 Рег. № 7069-07

ЗНОЛ.06 6000:^3/100:^3

КТ 0,5 Рег. № 3344-04

ION 7300

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

LANTIME NTP Time Server

IA, Ib, 1с, Icp

Ua, Ub, Uc uab, UBC, UCA Ра Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1 0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

27

Волжская ТЭЦ-2 ТСН-1-2 6 кВ

ТОЛ-10 1500/5

КТ 0,5 Рег. № 7069-07

НОМ-6-77 6000/100

КТ 0,5

Рег. № 17158-98

ION 7300

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

Ia, Ib, Ic, Icp

Ua, Ub, Uc UAB, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,9 1,3 1,3 2,4

1,1 0,01

0,7

1,0

1,6

1,9

3,4

1,6

0,01

28

Волжская ТЭЦ-2 ТСН-2-1 6 кВ

ТОЛ-10 1500/5

КТ 0,5 Рег. № 7069-07

НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87

ION 7300

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

IA, IB, Ic, Icp

Ua, Ub, Uc UAB, UBC, UCA Pa, Pb, Pc, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,7 1,2 2,2 1,0 0,01

0,7 0,8 1,8 3,3 1,5 0,01

29

Волжская ТЭЦ-2 ТСН-2-2 6 кВ

ТОЛ-10 1500/5

КТ 0,5 Рег. № 7069-07

НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87

ION 7300

КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07

Ia, Ib, Ic, Icp

Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Pa, Pb, Pc, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум Sa, Sb, Sc, Sсум f

0,7 0,7 1,2 2,2 1,0 0,01

0,7 0,8 1,8 3,3 1,5 0,01

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1а, 1в, 1с, 1ср

0,7

0,7

Волжская

ТПОЛ20

ЗНОМ-15-63

ION 7300

Ua, Ub, Uc

0,9

1,0

30

600/5

10000:^3/100:^3

UAB, UBC, UCA

1,3

1,6

ТЭЦ-2

КТ 0,5 Рег. № 5716-91

КТ 0,5 Рег. № 1593-05

КТ 0,5S/0,5

Ра Рв, Рс, Рсум.

1,3

1,9

ТТВ-1

Рег. № 22898-07

Qa, QB, Qc, Qсум

2,4

3,4

Sa Sb, Sc, Sсум

1,1

1,6

f

0,01

0,01

Ia, Ib, Ic, Icp

0,7

0,7

ТПЛ 20

ЗНОМ-20-63

ION 7300

Ua, Ub, Uc

0,9

1,0

31

Волжская

400/5

18000:^3/100:^3

LANTIME NTP Time Server

Uab, Ubc, Uca

1,3

1,6

ТЭЦ-2

ТТВ-2

КТ 0,5 Рег. № 21254-06

КТ 0,5 Рег. № 1593-62

КТ 0,5S/0,5

Рег. № 22898-07

Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Qb, Qc, Qсум

1,3

2,4

1,9

3,4

Sa, Sb, Sc, Sсум

1,1

1,6

f

0,01

0,01

Волжская ТЭЦ-2 СШ-1-6

НТМИ-6-66

32

-

6000/100 КТ 0,5 Рег. № 2611-70

РЭС-3

Рег. № 37466-08

Ua, Ub, Uc, f

0,8 0,06

0,8 0,06

33

Волжская ТЭЦ-2 СШ-2-6

-

НТМИ-6-66 6000/100 КТ 0,5

РЭС-3

Рег. № 37466-08

Ua, Ub, Uc, f

0,8 0,06

0,8 0,06

Рег. № 2611-70

Волжская ТЭЦ-2 СШ-3-6

НАМИ-10

34

-

6000/100

КТ 0,2

РЭС-3

Рег. № 37466-08

Ua, Ub, Uc, f

0,6 0,06

0,6 0,06

Рег. № 11094-87

Волжская ТЭЦ-2 СШ-4-6

НАМИ-10

35

-

6000/100

КТ 0,2

РЭС-3

Рег. № 37466-08

Ua, Ub, Uc, F

0,6 0,06

0,6 0,06

Рег. № 11094-87

П Продолжение таблицы 2_________________________________________________________________________________________________________

Примечания:

1. В качестве характеристики основной относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.

2. Допускается замена измерительных ТТ и ТН, счетчиков электрической энергии, цифровых регистраторов, УСВ на аналогичные утвержденных типов с такими же метрологическими характеристиками, приведенными в Таблице 2. Замена оформляется актом в установленном в ООО «Тепловая генерация г. Волжского» (Волжская ТЭЦ-2) порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа, как его неотъемлемая часть.

3. В Таблице 2 в графе «Погрешность ИК в нормальных и рабочих условиях эксплуатации, приведены границы погрешности результата измерений посредством ИК при доверительной вероятности Р=0,95, cosф=0,8 (япф=0,6); токе ТТ, равном 100 % от 1ном активной, реактивной и полной мощности, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 8 до плюс 30 °С ; при 1= 1ном для действующих значений силы электрического тока, среднего по 3-м фазам действующих значений силы электрического тока, при и=1,0-ином для действующих значений фазного и линейного напряжений.

Таблица 3 - Основные технические характеристики СТМиС

Наименование характеристики

Значение

Количество измерительных каналов

35

Нормальные условия:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности

- температура окружающей среды для счетчиков, °С

- частота, Гц

от 98 до 102 от 100 до 120

0,9 от +21 до +25 от 49,6 до 50,4

Условия эксплуатации:

параметры сети:

- напряжение, % от ином

- ток, % от 1ном

- коэффициент мощности cos9(sin9)

- температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С

- температура окружающей среды для счетчиков ION 7330, ION 7300, °С

- температура окружающей среды для регистраторов цифровых РЭС-3, °С

- температура окружающей среды для EM133, °С

- температура окружающей среды для сервера, °С

- атмосферное давление, кПа

- относительная влажность, не более ,%

- частота, Гц

от 90 до 110

от 1 до 120

от 0,5 инд. до 1 емк от -40 до +70

от - 40 до + 70

от +1 до +45

от - 40 до + 60

от +10 до + 35

от 80 до 106,7 кПа 98 %

от 49,6 до 50,4

Надежность применяемых в СТМиС компонентов:

Счетчики ION 7330, ION 7300:

- среднее время наработки на отказ, ч

- среднее время восстановления работоспособности, ч Счетчики EM133:

- среднее время наработки на отказ, ч

Сервер БД:

- среднее время наработки на отказ, ч

Регистратор цифровой РЭС-3:

- среднее время наработки на отказ, ч

- среднее время восстановления работоспособности, ч

120 000 2

160000

150 000

50 000

0,5

Глубина хранения информации

Регистратор цифровой РЭС-3:

- максимальная продолжительность регистрации аварийного режима, мин,

- при отключении питания, лет

Счетчики EM133:

- хранение данных профиля нагрузки активной и реактивной энергии в «прямом» и «обратном» направлениях при времени интегрирования 30 мин, дней, не менее

- при отсутствии питания

Сервер БД:

- хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений, лет, не менее

60

не ограничено

180

не ограничено

3,5

Надежность системных решений:

- резервирование питания всех компонент СТМиС выполнено посредством автоматического ввода резерва и источников бесперебойного питания;

Защита технических и программных средств СТМиС от несанкционированного доступа:

- клеммники вторичных цепей измерительных трансформаторов имеют устройства для пломбирования;

- наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, регистраторах цифровых РЭС-3, сервере;

- организация доступа к информации на сервере посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

Возможность коррекции времени в:

- цифровых регистраторах (функция автоматизирована);

- сервере (функция автоматизирована).

Знак утверждения типа

наносится на титульные листы эксплуатационной документации СТМиС типографским

способом.

Комплектность

В комплект поставки СТМиС входит техническая документация на измерительные каналы и на комплектующие средства. Комплектность СТМиС приведена в таблице 4.

Таблица 4 - Комплектность СТМиС

Наименование компонента системы

Обозначение

Количество

1

2

3

Трансформатор тока

ТОЛ-10

18 шт.

ТПЛ 20

3 шт.

ТПОЛ20

3 шт.

ТФЗМ-110Б-ШУ1

42 шт.

ТФЗМ-110Б-1\'У 1

3 шт.

ТШ 20

3 шт.

ТШВ15Б (мод. ТШВ15Б-02)

3 шт.

Трансформатор напряжения

НКФ110-83У1

16 шт.

ЗНОЛ.06

9 шт.

ЗНОМ-15-63

3 шт.

ЗНОМ-20-63

3 шт.

НАМИ-10

4 шт.

НОМ-6-77

2 шт.

НТМИ-6-66

2 шт.

Счетчик электрической энергии многофункциональный ION 7330 и ION 7300

ION 7300

8 шт.

ION 7330

14 шт.

Счетчик многофункциональный для измерения показателей качества и учета электрической энергии

EM133

3 шт.

Регистратор цифровой

РЭС-3

2 шт.

Основной/резервный сервер ProLiant DL380 G5 Xeon

-

2 шт.

АРМ (автоматизированное рабочее место) -компьютер HP Compaq dx2300, Celeron D 365 3.6 гГц (Dual core)

-

5 шт.

Сервер времени LANTIME NTP Time Server

-

1 шт.

Методика поверки

МП 4222-31-7714348389-2017

1 экз.

Формуляр

ФО 4222-31-7714348389-2017

1 экз.

Поверка

осуществляется по документу МП 4222-31-7714348389-2017 «Система телемеханики и связи ООО «Тепловая генерация г. Волжского» (Волжская ТЭЦ-2). Измерительные каналы. Методика поверки», утвержденному ФБУ «Самарский ЦСМ» 22.09.2017 г.

Основные средства поверки:

- 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»;

- по МИ 3195-2009. «ГСИ. Мощность нагрузки трансформаторов напряжения без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- по МИ 3196-2009. «ГСИ. Вторичная нагрузка трансформаторов тока без отключения цепей. Методика выполнения измерений»;

- счетчики электрической энергии многофункциональные ION в соответствии с документом «Счётчики электрической энергии многофункциональные ION. Методика поверки, утвержденным ГЦИ СИ «ВНИИМ» им. Менделеева» 22 января 2002 г;

- счетчики многофункциональные для измерения показателей качества и учета электрической энергии EM133 в соответствии с документом МП 58209-14 «Счетчики многофункциональные для измерения показателей качества и учета электрической энергии EM133, EM132, EM131. Методика поверки», утвержденным ФГУП «ВНИИМС» 10.07.2014 г.;

- регистраторы цифровые РЭС-3 в соответствии с документом МП 76-262-2006 «Регистраторы цифровые РЭС-3». Методика поверки, утвержденным УНИИМ в январе 2008 г.;

- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 27008-04);

- термогигрометр CENTER 314 (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 22129-04);

- барометр-анероид   метеорологический   БАММ-1   (регистрационный   номер

в Феде-ральном информационном фонде 5738-76);

- миллитесламетр портативный универсальный ТПУ (регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 28134-04);

- мультиметр «Ресурс-ПЭ-5»( регистрационный номер в Федеральном информационном фонде 33750-12).

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке в виде оттиска и (или) наклейки со штрих кодом и заверяется подписью поверителя. Основные средства поверки- по НД на измерительные компоненты:

Сведения о методах измерений

приведены в документе «Методика (метод) измерений действующих значений силы электрического тока, среднего по 3-м фазам действующих значений силы фазного электрического тока, действующих значений фазного напряжения, действующих значений линейного напряжения, частоты переменного тока, активной, реактивной и полной мощности с использованием системы телемеханики и связи ООО «Тепловая генерация г. Волжского» (Волжская ТЭЦ-2). МВИ 4222-31-7714348389-2017. Методика аттестована ФБУ «Самарский ЦСМ» по ГОСТ Р 8.563-2009. Свидетельство об аттестации № 298/RA.RU 311290/2015/2017 от 01.09. 2017 г.

Нормативные документы

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия

ГОСТ 31819.22-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2 S и 0,5 S

ГОСТ 31819.23-2012 Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования .Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии. (1ЕС 62053-23:2003, MOD)

ГОСТ 14014-91 Приборы и преобразователи цифровые напряжения, тока, сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний

ГОСТ 26.205-88 Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия

ГОСТ Р МЭК 870-4-93 Устройства и системы телемеханики. Часть 4. Технические требования

Смотрите также

Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС №3 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной электрическо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту ПС 110/10 кВ НПС-10 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) ГУП РК «Крымэнерго» (далее - АИИС КУЭ) предназначена для измерений активной и реактивной электроэнергии, сбора, обработки, хранения и передачи получе...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС №9 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной электрическо...
Default ALL-Pribors Device Photo
Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии АИИС КУЭ ПАО «Транснефть» в части ООО «Транснефть - Восток» по объекту НПС №6 (далее - АИИС КУЭ), предназначена для измерений активной и реактивной электрическо...