Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного комплекса и цифровых измерительных преобразователей в филиале ОАО "РусГидро" - "Бурейская ГЭС" СТИ БурГЭС. Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного комплекса и цифровых измерительных преобразователей в филиале ОАО "РусГидро" - "Бурейская ГЭС" СТИ БурГЭС

Основные
Тип
Год регистрации 2010
Дата протокола 03д4 от 29.07.10 п.37
Класс СИ 34.01.05
Номер сертификата 41439
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск технорабочий проект 1818ТП-09.ЭДУ
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного комплекса и цифровых измерительных преобразователей в филиале ОАО «РусГидро» -«Бурейская ГЭС» (далее СТИ БурГЭС) в своей измерительной части предназначена для измерений силы переменного тока, напряжения, активной и реактивной мощностей, частоты сети.

Область применения: организация измерений и передачи информации о параметрах режимов трехфазных электрических сетей в филиале ОАО «РусГидро» - «Бурейская ГЭС» (Амурская область, пос. Талакан).

Описание

Измерительные каналы СТИ БурГЭС построены по двухуровневой структуре. Первый уровень формируется измерительными трансформаторами тока и напряжения (первичные измерительные преобразователи), а также преобразователями измерительными многофункциональными ЭНИП-2 (промежуточные измерительные преобразователи), которые при соответствующем подключении между собой и трехфазной электрической сетью образуют измерительные комплексы, служащие для преобразования параметров режимов соответствующих электрических сетей в коды, пропорциональные значениям этих параметров. Второй уровень представляет собой два сервера, которые осуществляют сбор цифровой информации с первого уровня используя соответствующие каналы связи и её обработку с целью получения значений параметров режимов и последующее их архивирование (вычислительные преобразователи). Данный уровень реализован на базе программно-аппаратного комплекса обработки телемеханической информации «КОТМИ».

С помощью измерительных трансформаторов производится приведение действительных значений напряжений и токов в точках измерений к нормированным диапазонам этих значений, которые подаются на входы преобразователей ЭНИП-2 как измеряемые величины. С помощью вычислительных преобразователей производится приведение результатов измерений, выполненных с помощью ЭНИП-2 к значениям в точках измерений путем выполнения соответствующих расчетных процедур.

Технические характеристики

Состав измерительных каналов и их основные технические характеристики приведены в таблице!.

В таблице 1 принято следующее:

- активная мощность фазы (Рф) - активная мощность при номинальном значении силы тока Um, номинальном значении фазного напряжения Иф.н и cos(p=l,0;

- реактивная мощность фазы (Рф) - мощность при номинальном значении силы тока Гном, номинальном значении фазного напряжения Пфц и sin(p=l,O;

- суммарная активная мощность 3-х фазной сети (Рс) - суммарная мощность 3-х фаз Рф данной сети;

- суммарная реактивная мощность 3-х фазной сети (Qc) - суммарная мощность 3-х фаз Рф данной сети;

- в качестве погрешности измерений силы тока, напряжения, активной электрической мощности и реактивной электрической мощности в рабочих условиях указаны границы допускаемой относительной погрешности при доверительной вероятности равной 0,95 при следующих условиях: I = Ihom, U = UHOm, cos<p=l,0 (для активной электрической мощности Р); sincp=l ,0 (для реактивной электрической мощности р).

Границы допускаемой абсолютной погрешности измерения частоты в рабочих условиях при доверительной вероятности равной 0,95, Гц                                  ± 0,016.

Пределы допускаемой относительной погрешности выполнения вычислительных операций, %                                               ± 0,02.

Рабочие условия определяются условиями эксплуатации оборудования, входящего в комплект поставки СТИ БурГЭС:

- температура (для TH и ТТ), °C                                 ([-40] - 40);

- температура (для преобразователя ЭНИП-2), °C                 (5- 40);

- температура (серверов СТИ БурГЭС, каналообразующего и

вспомогательного оборудования), °C                                     (10 - 40) °C;

- относительная влажность окружающего воздуха, %, не более 90 (при 30°С);

- атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)

84-106,7; (630-800);

- напряжение питающей сети переменного тока, В

(198-242)

- частота питающей сети, Гц

(49,5 - 50,5)

- напряжение питающей сети постоянного тока, В

(198-242)

Средняя наработка на отказ, ч

35000

Средний срок службы, лет

10

Таблица 1

Канал измерений

Средство измерений

Мощность

Погреш.: 51, %; 8U, %; 5Р, %; 5Q, %;

№ ИК

Наименование присоединения

Вид

Класс точности, коэффициент трансформации, №ГосреестраСИ

Фаза

Обозначение

Заводской номер

фазы: РФ, МВт; СфМвар;

суммар.: Рс, МВт; О>Мвар;

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

Гидроагрегат G1

тт

КлТ=0,2 Ктт=16000/5 25477-08

А

GSR1080/840

02-102336

161,7;

161,7.

485,0;

485,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

GSR1080/840

02-102337

С

GSR1080/840

02-102338

TH

КлТ=0,2 Ктн=17500/100 25475-08

А

UGE17,5ВЗ

02-102360

В

UGE17, 5ВЗ

02-102361

С

UGE17, 5ВЗ

02-102362

ип

38585-08

ЭНИП-2

0314

3

Гидроагрегат G2

тт

КлТ=0,2 Ктг=16000/5 25477-08

А

GSR1080/840

02-098845

161,7;

161,7.

485,0;

485,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

GSR1080/840

02-098846

С

GSR1080/840

02-098847

TH

КлТ=0,2 Ктн=17500/100 25475-08

А

UGE17, 5ВЗ

03-140283

В

UGE17, 5ВЗ

03-140284

С

UGE17, 5ВЗ

03-140285

ип

38585-08

ЭНИП-2

0318

5

Гидроагрегат G3

тт

КлТ=0,2 Ктг=16000/5 25477-08

А

GSR1080/840

03-140260

161,7;

161,7.

485,0;

485,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

GSR1080/840

03-140259

С

GSR1080/840

03-140259

TH

КлТ=0,2 Ктн=17500/100 25475-08

А

UGE17, 5ВЗ

04-230092

В

UGE17, 5ВЗ

03-140284

С

UGE17,5ВЗ

04-230093

ип

38585-08

ЭНИП-2

0319

19

Гидроагрегат G4

тт

КлТ=0,2 Ктт=16000/5 25477-08

А

GSR1080/840

04-230068

161,7;

161,7.

485,0;

485,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

GSR1080/840

04-230069

С

GSR1080/840

04-230070

TH

КлТ=0,2 Ктн=17500/100 25475-08

А

UGE17, 5ВЗ

04-255911

В

UGE17, 5ВЗ

04-255910

С

UGE17, 5ВЗ

04-230094

ип

38585-08

ЭНИП-2

0322

33

Гидроагрегат G5

тт

КлТ=0,2 Ктт=16000/5 25477-08

А

GSR1080/840

06-031897

161,7;

161,7.

485,0;

485,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

GSR1080/840

06-031896

С

GSR1080/840

06-031898

TH

КлТ=0,2 Ктн=17500/100 25475-08

А

UGE17, 5ВЗ

06-0318858

В

UGE17, 5ВЗ

06-0318860

С

UGE17, 5ВЗ

06-0318861

ип

38585-08

ЭНИП-2

0317

35

Гидроагрегат G6

тт

КлТ=0,2 Ктт=16000/5 25477-08

А

GSR1080/840

06-031901

161,7;

161,7.

485,0;

485,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

GSR1080/840

06-031899

С

GSR1080/840

06-031900

TH

КлТ=0,2 Ктн=17500/100 25475-08

А

UGE17, 5ВЗ

06-031859

В

UGE17, 5ВЗ

06-0318863

С

UGE17, 5ВЗ

06-0318862

ип

38585-08

ЭНИП-2

0329

15

ВЛ-500кВ «Амурская»

тт

KnT=0,2S Ктт=1000/5 28007-04

А

JK ELK СВ/3

2003.2072.02/4

288,7;

288,7.

866,0;

866,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

JK ELK СВ/3

2003.2072.02/5

С

JK ELK СВ/3

2003.2072.02/2

TH

КлТ=0,2 Ктн=500000/100 24991-03

А

НДЕ-500

1499721

В

НДЕ-500

1499720

С

НДЕ-500

1499715

ип

38585-08

ЭНИП-2

0305

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

40

Реактор ВЛ-500кВ «Амурская»

ТТ

KnT=0,2S Кп=1000/5 28007-04

А

JK ELK СВ/3

2003.2072.04/4

288,7;

288,7.

866,0;

866,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

JKELKCB/3

2003.2072.04/1

С

Ж ELK СВ/3

2003.2072.04/8

TH

КлТ=0,2 Ктн=500000/100 24991-03

А

НДЕ-500

1499721

В

НДЕ-500

1499720

С

НДЕ-500

1499715

ИП

38585-08

ЭНИП-2

0417

16

ВЛ-500кВ «Хабаровская-1»

ТТ

КлТ=0,28 Ктг=1000/5 28007-04

А

Ж ELK СВ/3

2003.2072.02/8

288,7;

288,7.

866,0;

866,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

Ж ELK СВ/3

2003.2072.02/5

С

JK ELK СВ/3

2003.2072.02/2

TH

КлТ=0,2 Ктн=500000/100 24991-03

А

НДЕ-500

1499718

В

НДЕ-500

1499722

С

НДЕ-500

1499716

ИП

38585-08

ЭНИП-2

0408

41

Реактор ВЛ-500кВ «Хабаровская-1»

ТТ

КлТ=0,2в Ктг=1000/5 28007-04

А

Ж ELK СВ/3

2003.2072.03/9

288,7;

288,7.

866,0;

866,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

JK ELK СВ/3

2003.2072.03/2

С

JK ELK СВ/3

2003.2072.03/6

TH

КлТ=0,2 Ктн=500000/100 24991-03

А

НДЕ-500

1499718

В

НДЕ-500

1499722

С

НДЕ-500

1499716

ИП

38585-08

ЭНИП-2

0406

17

ВЛ-500кВ «Хабаровская-2»

ТТ

КлТ=0,28 Ктт= 1000/5 28007-04

А

Ж ELK СВ/3

2003.2072.02/6

288,7;

288,7.

866,0;

866,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

Ж ELK СВ/3

2003.2072.02/3

С

Ж ELK СВ/3

2003.2072.02/1

TH

КлТ=0,2 Ктн=500000/100 24991-03

А

НДЕ-500

1499714

В

НДЕ-500

1499719

С

НДЕ-500

1499717

ИП

38585-08

ЭНИП-2

0391

42

Реактор ВЛ-500кВ «Хабаровская-2 »

ТТ

КлТ=0,2в Ктт=1000/5 28007-04

А

Ж ELK СВ/3

2003.2072.03/7

288,7;

288,7.

866,0;

866,0.

0,56;

0,56;

1,31;

1,31.

В

Ж ELK СВ/3

2003.2072.03/5

С

Ж ELK СВ/3

2003.2072.03/3

TH

КлТ=0,2 Ктн=500000/100 24991-03

А

НДЕ-500

1499714

В

НДЕ-500

1499719

С

НДЕ-500

1499717

ИП

38585-08

ЭНИП-2

0416

9

ВЛ-220кВ «Завитая-1»

ТТ

КлТ=0,2в Ктт=1200/1 20644-05

А

ТВ-220

24

152,4;

152,4.

457,3;

457,3.

0,56;

0,75;

1,40;

1,40.

В

ТВ-220

22

С

ТВ-220

23

TH

КлТ=0,5 Ктн=220000/100 20344-05

А

НАМИ-220

96

В

НАМИ-220

93

С

НАМИ-220

97

ИП

38585-08

ЭНИП-2

0398

10

ВЛ-220кВ «Завитая-2»

ТТ

КлТ=0,28 Ктт=1200/1 20644-05

А

ТВ-220

4

152,4;

152,4.

457,3;

457,3.

0,56;

0,75;

1,40;

1,40.

В

ТВ-220

5

С

ТВ-220

7

TH

КлТ=0,5 Ктн=220000/100 20344-05

А

НАМИ-220

91

В

НАМИ-220

87

С

НАМИ-220

86

ИП

38585-08

ЭНИП-2

0403

11

ВЛ-220кВ «Талакан-1»

ТТ

КлТ=0,2 Ктт=600/1 20644-05

А

ТВ-220

17/12

76,2;

76,2.

228,6;

228,6.

0,56;

0,75;

1,40;

1,40.

В

ТВ-220

18

С

ТВ-220

16/12

TH

КлТ=0,5 Ктн=220000/100 20344-05

А

НАМИ-220

96

В

НАМИ-220

93

С

НАМИ-220

97

ИП

38585-08

ЭНИП-2

0405

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

12

ВЛ-220кВ «Талакан-2»

тт

КлТ=0,2 Ктг=600/1 20644-05

А

ТВ-220

15

76,2;

76,2.

228,6;

228,6.

0,56;

0,75;

1,40;

1,40.

В

ТВ-220

16

С

ТВ-220

17

TH

КлТ=0,5 Ктн=220000/100 20344-05

А

НАМИ-220

91

В

НАМИ-220

87

С

НАМИ-220

86

ип

38585-08

ЭНИП-2

0401

52

ОВ-1 220кВ

тт

КлТ=0,2 Ктг=1200/1 20644-05

А

ТВ-220

19

152,4;

152,4.

457,3;

457,3

0,56;

0,75;

1,40;

1,40.

В

ТВ-220

20

С

ТВ-220

21

TH

КлТ=0,5 Ктн=220000/100 20344-05

А

НАМИ-220

96

В

НАМИ-220

93

С

НАМИ-220

97

ип

38585-08

ЭНИП-2

0407

53

ОВ-2 220кВ

тт

КлТ=0,2 Ктг=1200/1 20644-05

А

ТВ-220

9

152,4;

152,4.

457,3;

457,3.

0,56;

0,75;

1,40;

1,40.

В

ТВ-220

7

С

ТВ-220

8

TH

КлТ=0,5 Ктн=220000/100 20344-05

А

НАМИ-220

91

В

НАМИ-220

87

С

НАМИ-220

86

ип

38585-08

ЭНИП-2

0404

18

Ввод АТ-220кВ

тт

КлТ=0,2 Ктт=2000/1 22741-02

А

ТФМ220

772490

254,0;

254,0.

762,1;

762,1.

0,56;

0,75;

1,40;

1,40.

В

ТФМ220

772489

С

ТФМ 220

772491

TH

КлТ=0,5 Ктн=220000/100 20344-05

А

НАМИ-220

92

В

НАМИ-220

90

С

НАМИ-220

88

ип

38585-08

ЭНИП-2

400

7

КРУ-бкВ Ячейка №10

тт

КлТ=0,5 Kti=1000/5 9143-01

А

ТЛК-10-6

12285

3,5;

3,5.

10,4;

10,4.

0,75;

0,75;

1,49;

В

ТЛК-10-6

12380

С

ТЛК-10-6

12286

TH

КлТ=0,5 Ктн=6000/100 3344-72(04)

А

ЗНОЛ.06-6

6239

В

ЗНОЛ.06-6

1341

С

ЗНОЛ.06-6

7370

ип

38585-08

ЭНИП-2

0333

8

КРУ-бкВ Ячейка №17

тт

КлТ=0,5 Ктт=1000/5 9143-01

А

ТЛК-10-6

12422

3,5;

3,5.

10,4;

10,4.

0,75;

0,75;

1,49;

1,49.

В

ТЛК-10-6

12548

С

ТЛК-10-6

11833

TH

КлТ=0,5 Ктн=6000/100 3344-72(04)

А

ЗНОЛ.06-6

1338

В

ЗНОЛ.06-6

4860

С

ЗНОЛ.06-6

5501

ип

38585-08

ЭНИП-2

0332

21

КРУ-бкВ

Ячейка №37

тт

КлТ=0,5 Ктт=1000/5 9143-01

А

ТЛК-10-6

07011

3,5;

3,5.

10,4;

10,4.

0,75;

0,75;

1,49;

1,49.

В

ТЛК-10-6

05120

С

ТЛК-10-6

05032

TH

КлТ=0,5 Ктн=6000/100 3344-72(04)

А

ЗНОЛ.06-6

00357

В

ЗНОЛ.06-6

15370

С

ЗНОЛ.06-6

15159

ип

38585-08

ЭНИП-2

0334

22

КРУ-бкВ Ячейка №41

тт

КлТ=0,5 Ктт=1000/5 9143-01

А

ТЛК-10-6

07011

3,5;

3,5.

10,4;

10,4.

0,75;

0,75;

1,49;

1,49.

В

ТЛК-10-6

07009

С

ТЛК-10-6

05124

TH

КлТ=0,5 Ктн=6000/100 3344-72(04)

А

ЗНОЛ.06-6

15994

В

ЗНОЛ.06-6

00111

С

ЗНОЛ.06-6

16445

ип

38585-08

ЭНИП-2

0335

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации на СТИ БурГЭС.

Комплектность

В комплект СТИ БурГЭС входят технические и программные средства, а также докумен

тация, представленные в таблицах 3-5 соответственно.

Таблица 3 - Технические средства

Наименование

Обозначение

Количество

1

Трансформатор тока

GSR 1080/840

18

2

Трансформатор тока

JK ELK СВ/3

18

3

Трансформатор тока

ТВ-220

18

4

Трансформатор тока

ТФМ220

3

4

Трансформатор тока

ТЛК-10-6

12

5

Трансформатор напряжения

UGE17, 5ВЗ

18

6

Трансформатор напряжения

НДЕ-500

18

7

Трансформатор напряжения

НАМИ-220

21

8

Трансформатор напряжения

ЗНОЛ.06-6

12

9

Преобразователи измерительные многофункциональные

ЭНИП-2

23

10

Коммутатор Ethernet интеллектуальный 8 портов

EDS-508A-MM-SC

8

11

Коммутатор Ethernet интеллектуальный 16 портов

EDS-516A-MM-SC

2

12

Коммутатор 30 портов

Foundry Biglron RX-4

2

13

Модуль индикации

ЭНМИ-3-220-3

23

14

Модуль преобразователя RS 232/422/485 в многомодовое оптоволокно

TCF-142-M-SC-RM

26

15

Комплекс обработки телемеханической информации

КОТМИ-NT

2

16

Сервер времени

Symmetricom Sync Server S200

1

17

Инвертор

Штиль PS220/700C-P-1

2

18

Шасси модульного преобразователя

TRC-190-AC/DC

4

19

Блок питания

DRP-75-24

12

Таблица 4 - Программные средства

Наименование

Обозначение

Количество

1

Операционная система серверов КОТМИ-NT

Windows Server Standart 2003 Russian

2

2

Программы получения и обработки данных

Библиотека протоколов ЦППС «КОТМИ» (версия 1.7.7); ПО ЦППС «КОТМИ» (версия 1.7.7); ПО ОИК «КОТМИ» (версия 1.7.7)

2

3

Программное обеспечение для системы единого времени

SymmTime NTP

1

Таблица 5 - Документация

Наименование

Количество

1

1818ТП-09.ЭДУ.ЭД Ведомость эксплуатационных документов

1

2

1818ТП-09.ЭДУ.И2 Технологическая инструкция

1

3

1818ТП-09.ЭДУ.ИЗ Руководство пользователя

1

4

1818ТП-09.ЭДУ.ИЭ Инструкция по эксплуатации

1

5

1818ТП-09.ЭДУ .ПС Паспорт

1

6

1818ТП-09.ЭДУ.И4 Инструкция по формированию и ведению базы данных

1

7

1818ТП-09.ЭДУ.01 Книга 1. Проектная документация

1

8

1818ТП-09.ЭДУ.02 Книга 2. Рабочая документация

1

1818ТП-09.ЭДУ.03 Книга 3. Исполнительная документация

Поверка

Поверка производится в соответствии с документом «СТИ БурГЭС. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУ «Пензенский ЦСМ» в октябре 2010 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- ТТ - по ГОСТ 8.217-2003;

- TH-по ГОСТ 8.216-88;

- ЭНИП-2 - по методике поверки ЭНИП.411187.001 МП

Перечень остального оборудования, необходимого для поверки:

- мультиметр «Ресурс-ПЭ»;

- омметр MIC-3.

Межповерочный интервал - четыре года.

Нормативные документы

ГОСТ 1983-2001 «Трансформаторы напряжения. Общие технические условия»

ГОСТ 7746-2001 «Трансформаторы тока. Общие технические условия»

Преобразователь измерительный многофункциональный ЭНИП-2. Руководство по эксплуатации. ЭНИП.411187.001РЭ.

Система автоматизированная коммерческого учёта электроэнергии СТИ БурГЭС. Технорабочий проект 1818ТП-09.ЭДУ.

Заключение

Тип система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного комплекса и цифровых измерительных преобразователей в филиале ОАО «РусГидро» -«Бурейская ГЭС» СТИ БурГЭС утверждён с техническими и метрологическими характеристиками, приведёнными в настоящем описании типа, метрологически обеспечен в эксплуатации согласно государственной поверочной схеме.

Развернуть полное описание