| Номер в госреестре | 54616-13 |
| Наименование СИ | Система сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО "ГСР ТЭЦ" |
| Изготовитель | ООО "Р.В.С.", г.Москва |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
| Номер в госреестре | 54616-13 |
| Наименование СИ | Система сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО "ГСР ТЭЦ" |
| Изготовитель | ООО "Р.В.С.", г.Москва |
| Год регистрации | 2013 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
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.
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 (Ц, Ib, Ic, 1ср); действующие значения линейного напряжения (Uab, Ubc, Uca, ил. ср); действующие значения фазного напряжения (Ua, Ub, Uc, ^^f,); 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
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 (иден-тификаци-онный 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.
Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики приведены в таблице 2
Таблица 2 - Состав измерительных каналов и их метрологические характеристики
| № п/ п | Наиме нование объек та* | Состав измерительного канала | Изме ряемые пара метры | Метроло характе И | гические ристики К | ||
| ТТ | ТН | Преобра зователь | 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: V3 Зав. № 2011.4780.01/001 | SATEC PM130 PLUS Кл. ^0,5S Зав. №950543 | Ua, Ub, Uc, Цф.ср Uab, Ubc, Uca, Uл. 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: V3 Зав. № 2011.4780.02/001 | SATEC PM130 PLUS Кл. ^0,5S Зав. №950539 | Ua, Ub, Uc, Цф.ср Uab Ubc, Uca, Uл. 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: V3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 | SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,5S Зав. №950546 | ^ Ib, Ic, !-ср P сум Qсум Sсум | ±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: V3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 | SATEC PM130 PLUS Кл. ^0,5S Зав. №950547 | Ia, Ib, ^ Гр P сум Qсум S сум | ±0,6 ±0,9 ±2,3 ±0,8 | ±1,7 ±2,8 ±4,3 ±1,8 |
| 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: V3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 | SATEC PM130 PLUS Кл. ^0,5S Зав. №950552 | Ia, Ib, Ic, 1ср P сум Qсум Sсум | ±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: V3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 | SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,5S Зав. №950544 | 1ср P сум Qсум S сум | ±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: V3 Зав. № 2011.4780.01/001 Зав. № 2011.4780.02/001 | SATEC PM130 PLUS Кл. ^0,5S Зав. №950542 | 1ср P -1- сум Qсум S сум | ±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: V3 Зав. №462560101 Зав. №462560102 Зав. №462560103 | SATEC PM130 PLUS Кл. т.0,5S Зав. №950551 | 1ср P сум Qсум S сум Uл. ср 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: V3 Зав. №462660301 Зав. №462660302 Зав. №462660303 | SATEC PM130 PLUS Кл. ^0,5S Зав. №950541 | 1ср P сум Qсум S сум Uл. ср 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 |
| 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: V3 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 Uном; ток !ном, cosj = 0,9 инд.;
- температура окружающей среды (20 ± 5) °С.
4 Рабочие условия:
- параметры сети: напряжение (0,9 - 1,1) Шом; ток (0,05- 1,2) !ном; cosj = 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 наносится на титульные листы эксплуатационной документации на систему сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО «ГСР ТЭЦ» типографским способом.
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 |
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.
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 и технические документы, устанавливающие требования к системе сбора и передачи информации в составе СОТИАССО ЗАО «ГСР ТЭЦ»
ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия».
ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия».
ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия».
Вне сферы государственного регулирования обеспечения единства измерений.
