![Система телемеханики и связи ООО "Тепловая генерация г. Волжского" (Волжская ТЭЦ-2)](https://fgisarshin.ru/image/cache/catalog/logo/fgisarshin-500x500.png "Система телемеханики и связи ООО "Тепловая генерация г. Волжского" (Волжская ТЭЦ-2)"){kind=logo}
Система телемеханики и связи ООО "Тепловая генерация г. Волжского" (Волжская ТЭЦ-2)
- ЗАО "Энергометрология", г.Москва
-
Скачать
69629-17: Методика поверки МП 4222-31-7714348389-2017Скачать8.7 Мб
69629-17: Описание типа СИСкачать137.9 Кб
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.
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 | PQ С С | |||||
| 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/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | РЭС-3 Рег. № 37466-08 | LANTIME NTP Time Server | UA, Щ, Ug, f | 0,8 0,06 | 0,8 0,06 |
| 2 | Волжская ТЭЦ-2 1 С 2 СШ 110 кВ | - | НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | РЭС-3 Рег. № 37466-08 | Ua, Щ, Ug, f | 0,8 0,06 | 0,8 0,06 | |
| 3 | Волжская ТЭЦ-2 2 С 1 СШ 110 кВ | - | НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | РЭС-3 Рег. № 37466-08 | Ua, Щ, Ug, f | 0,8 0,06 | 0,8 0,06 | |
| 4 | Волжская ТЭЦ-2 2 С 2 СШ 110 кВ | - | НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | РЭС-3 Рег. № 37466-08 | Ua, Щ Ug, 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/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | РЭС-3 Рег. № 37466-08 | LANTIME NTP Time Server | Ua, U f | 0,8 0,06 | 0,8 0,06 |
| 6 | Волжская ТЭЦ-2 2 С ОСШ 110 кВ | - | НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | РЭС-3 Рег. № 37466-08 | Ua, Uв, f | 0,8 0,06 | 0,8 0,06 | |
| 7 | Волжская ТЭЦ-2 СВ-1 110 кВ | ТФЗМ- 110Б-ШУ1 1000/5 КТ 0,5 Рег. № 2793-88 | НКФ110-83У1 110000/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | EM133 КТ 0,5S/1,0 Рег. № 58209-14 | Ja, fe, 1с, Jcp Ua, иВ, Uc иАВ, и^ВС, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. Qa, Ов, Qc, Осум SA, SВ, 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 | |
| Ia, 1в, Ic, Icp | 0,6 | 0,6 | ||||||
| ТФЗМ- 110Б-ШУ1 | НКФ110-83У1 | Ua, Uв, Uc | 0,7 | 0,7 | ||||
| Волжская | 1000/5 | 110000/^3/100^3 | EM133 | Ua8, Uвc, UcA | 0,7 | 0,7 | ||
| 8 | ТЭЦ-2 СВ-2 | КТ 0 5 | КТ 0 5 | КТ 0,5S/1,0 | Ра, Рв, Рс, Рсум. | 1,3 | 1,3 | |
| 110 кВ | Рег. № 2793-88 | Рег. № 1188-84 | Рег. № 58209-14 | QA, 0В, Qc, 0сум | 1,8 | 1,8 | ||
| SA, SВ, SC, Sсум | 1,0 | 1,0 | ||||||
| f | 0,01 | 0,01 | ||||||
| Волжская | Ja, fe, Ic, Jcp | 0,7 | 0,7 | |||||
| ТЭЦ-2 | ТФЗМ- 110Б-ШУ1 | НКФ110-83У1 | Ua, Щ, Uc | 0,9 | 1,0 | |||
| ОРУ-110 кВ, | 1000/5 | 110000/:V3/100:V3 | ION 7330 | UAE, UВС, UCA | 1,3 | 1,6 | ||
| 9 | яч 4 | КТ 0 5 | КТ 0 5 | КТ 0,5S/0,5 | РА, рв, pc, Рсум. | 1,3 | 1,9 | |
| ШОВ 1 С | Рег. № 2793-88 | Рег. № 1188-84 | Рег. № 22898-07 | QA, 0В, Qc, 0сум | 2,4 | 3,4 | ||
| 110 кВ | SA, SВ, SC, Sсум | 1,1 | 1,6 | |||||
| f | 0,01 | 0,01 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| 10 | Волжская ТЭЦ-2 0РУ-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 | LANTIME NTP Time Server | Ia, fe, 1с, fcp Ua, Ub, Ug UAB, UBG, UGA Pa, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QG, Qсум SA, SB, SG, 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 |
| 11 | Волжская ТЭЦ-2 0РУ-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 | Ia, Ib, Ig, Igp Ua, Ub, Ug Uab, Ubg, Uga Pa, Рв, Pg, Рсум. QA, QB, QG, Qсум SA, SB, SG, 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 0РУ-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, Ug UAB, UBC, UGA Pa, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, 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 0РУ-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, Ig, Igp Ua, Ub, Ug Uab, Ubg, Uga Pa, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, 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 | LANTIME NTP Time Server | 1а, гв, гс, 1ср Ua, иВ, Ug UAB, UBG, UGA Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QG, Qсум SA, SB, SG, 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 | Ia, Ib, Ig, Icp Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, 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, гв, гс, Icp Ua, Ub, Uc UAB, UBG, UGA Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, 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 Рег. № 22898-07 | Ia, Ib, Ig, Icp Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, Sсум f | 0,4 0,9 1,3 1,0 2,0 1,0 0,01 | 0,5 1,0 1,6 1,7 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/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | ION 7330 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 | Ja, Jb, Ic, Jcp Ua, Uв, Uc UAB, UВС, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, Qc, 0сум SA, SВ, 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, 1в, 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/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | ION 7330 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 | LANTIME NTP Time Server | UA, UВ, UC Uae, Uвc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, Qc, 0сум 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 | ||||||
| Ja, JB, Ic, Jcp | 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/: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, 0сум SA, SB, SC, Sсум f | 0,9 1.3 1.3 2.4 1,1 0,01 | 1,0 1,6 1,9 3,4 1,6 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/:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1188-84 | EM133 КТ 0,5S/1,0 | UA, UB, UC Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. | 0,7 0,7 1,3 | 0,7 0,7 1,3 | |
| Рег. № 58209-14 | QA, QB, Qc, 0сум SA, SB, SC, Sсум f | 1,8 1,0 0,01 | 1,8 1,0 0,01 |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 |
| IA, IB, IG, ICP | 0,7 | 0,7 | ||||||
| 22 | Волжская ТЭЦ-2 РСП-1 6 кВ | Т0Л-10 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 7069-07 | ЗН0Л.06 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | ION 7300 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 | Ua, Ub, Ug UAB, UBG, UGA Pa, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, Sсум f | 0,9 1.3 1.3 2.4 1,1 0,01 | 1,0 1,6 1,9 3,4 1,6 0,01 | |
| Ia, Ib, Ig, Igp | 0,7 | 0,7 | ||||||
| 23 | Волжская ТЭЦ-2 РСП-2 | Т0Л-10 1500/5 КТ 0,5 Рег. № 7069-07 | ЗН0Л.06 6000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | ION 7300 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 | LANTIME NTP Time Server | Ua, Ub, Ug Uab, Ubg, Uga Pa, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум Sa, Sb, Sc, SCуM | 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, IG, ICP | 0,4 | 0,5 | ||||||
| 24 | Волжская ТЭЦ-2 ТГ-1 10 кВ | ТШВ15Б (мод. ТШВ15Б-02) 8000/5 КТ 0,2 Рег. № 5719-76 | ЗНОМ-15-63 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1593-05 | ION 7330 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 | Ua, Ub, Ug UAB, UBG, UGA Pa, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SC, Sсум f | 0,9 1,3 1,0 2,0 1,0 0,01 | 1,0 1,6 1,7 3,1 1,5 0,01 | |
| Ia, Ib, Ig, Igp | 0,4 | 0,5 | ||||||
| 25 | Волжская ТЭЦ-2 ТГ-2 18 кВ | ТШ 20 8000/5 КТ 0,2 Рег. № 8771-00 | ЗНОМ-20-63 18000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1593-62 | ION 7330 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 | Ua, Ub, Ug Uab, Ubg, Uga Pa, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, Sсум f | 0,9 1,3 1,0 2,0 1,0 0,01 | 1,0 1,6 1,7 3,1 1,5 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:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 3344-04 | ION 7300 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 | ГА, ГВ, ГС, ГСР Ua, Ub, Uc UAB, UBG, UGA Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, 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 | LANTIME NTP Time Server | Ia, Ib, Ig, Icp Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, 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 | ГА, ГВ, ГС, ГСР Ua, Ub, Uc UAB, UBG, UGA Ра, Рв, Рс, 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, Ig, Icp Ua, Ub, Uc Uab, Ubc, Uca Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, Qсум SA, SB, SG, 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 |
| 30 | Волжская ТЭЦ-2 ТТВ-1 | ТПОЛ20 600/5 КТ 0,5 Рег. № 5716-91 | ЗНОМ-15-63 10000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1593-05 | ION 7300 КТ 0,5S/0,5 Рег. № 22898-07 | LANTIME NTP Time Server | Ja, Jb, Ic, Jcp Ua, Ub, Uc UAB, UBC, UCA Ра, Рв, Рс, Рсум. QA, QB, QC, 0сум 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 |
| 31 | Волжская ТЭЦ-2 ТТВ-2 | ТПЛ 20 400/5 КТ 0,5 Рег. № 21254-06 | ЗНОМ-20-63 18000:V3/100:V3 КТ 0,5 Рег. № 1593-62 | 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, 0сум 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 | |
| 32 | Волжская ТЭЦ-2 СШ-1-6 | - | НТМИ-6-66 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 Рег. № 2611-70 | РЭС-3 Рег. № 37466-08 | Ua, Ub, Uc, f | 0,8 0,06 | 0,8 0,06 | |
| 34 | Волжская ТЭЦ-2 СШ-3-6 | - | НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | РЭС-3 Рег. № 37466-08 | Ua, Ub, Uc, f | 0,6 0,06 | 0,6 0,06 | |
| 35 | Волжская ТЭЦ-2 СШ-4-6 | - | НАМИ-10 6000/100 КТ 0,2 Рег. № 11094-87 | РЭС-3 Рег. № 37466-08 | Ua, Ub, Uc, F | 0,6 0,06 | 0,6 0,06 |
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, cos9=0,8 (sin9=0,6); токе ТТ, равном 100 % от Гном активной, реактивной и полной мощности, температуре окружающего воздуха в месте расположения счетчиков от плюс 8 до плюс 30 °С ; при 1= Гном для действующих значений силы электрического тока, среднего по 3-м фазам действующих значений силы электрического тока, при U=1,0•Uном для действующих значений фазного и линейного напряжений._
| Наименование характеристики | Значение |
| Количество измерительных каналов | 35 |
| Нормальные условия: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 98 до102 |
| - ток, % от !ном | от 100 до 120 |
| - коэффициент мощности | 0,9 |
| - температура окружающей среды для счетчиков, °С | от +21 до +25 |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Условия эксплуатации: | |
| параметры сети: | |
| - напряжение, % от Uном | от 90 до 110 |
| - ток, % от !ном | от 1 до 120 |
| - коэффициент мощности cosj(sinj) | от 0,5 инд. до 1 емк |
| - температура окружающей среды для ТТ и ТН, °С | от -40 до +70 |
| - температура окружающей среды для счетчиков ION 7330, | |
| ION 7300, °С | от - 40 до + 70 |
| - температура окружающей среды для регистраторов | |
| цифровых РЭС-3, °С | от +1 до +45 |
| - температура окружающей среды для EM133, °С | от - 40 до + 60 |
| - температура окружающей среды для сервера, °С | от +10 до + 35 |
| - атмосферное давление, кПа | от 80 до 106,7 кПа |
| - относительная влажность, не более ,% | 98 % |
| - частота, Гц | от 49,6 до 50,4 |
| Надежность применяемых в СТМиС компонентов: | |
| Счетчики ION 7330, ION 7300: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 120 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 2 |
| Счетчики EM133: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 160000 |
| Сервер БД: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 150 000 |
| Регистратор цифровой РЭС-3: | |
| - среднее время наработки на отказ, ч | 50 000 |
| - среднее время восстановления работоспособности, ч | 0,5 |
| Г лубина хранения информации | |
| Регистратор цифровой РЭС-3: | |
| - максимальная продолжительность регистрации аварийного | |
| режима, мин, | 60 |
| - при отключении питания, лет | не ограничено |
| Счетчики EM133: | |
| - хранение данных профиля нагрузки активной и реактивной | |
| энергии в «прямом» и «обратном» направлениях при времени | |
| интегрирования 30 мин, дней, не менее | 180 |
| - при отсутствии питания | не ограничено |
| Сервер БД: | |
| - хранение результатов измерений и информации состояний | |
| средств измерений, лет, не менее | 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-ГУУ1 | 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, устанавливающие требования к системе телемеханики и связи
ООО «Тепловая генерация г. Волжского» (Волжская ТЭЦ-2)
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. (IEC 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