ГРСИ 49376-12: Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО "РусГидро" - "Зейская ГЭС" (система телемеханики комплекса СОТИАССО) Нет данных. Поверка

Общество с ограниченной ответственностью
"Специализированное управление программ регионального развития"
ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001 ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

ООО "СУПРР"
Санкт-Петербург
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Заказать
поверку данных СИ
в аккредитованной лаборатории

Заказать
поверку

Смотреть ГРСИ
49377-12

Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО "РусГидро" - "Зейская ГЭС" (система телемеханики комплекса СОТИАССО) Нет данных, ГРСИ 49376-12

Смотреть ГРСИ
49375-12

Номер госреестра:

49376-12

Наименование СИ:

Обозначение типа:

Нет данных

Производитель:

ЗАО "Энергетические технологии", г.Иркутск

Межповерочный интервал:

2 года

Сведения о типе СИ:

Заводской номер

Заводской номер:

зав.№ 001

Описание типа:

Скачать
описание типа СИ

Методика поверки:

Поверка<br>Аккредитованная лаборатория<br>8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Поверка
Аккредитованная лаборатория
8(812)209-15-19, info@saprd.ru

К сожалению, комментарии пока что отсутствуют. Вы можете быть первым. Оставить комментарий:

Описание типа средства измерения: Читать в отдельном окне

Untitled document

Приложение к свидетельству № 45895

об утверждении типа средств измерений

Лист № 1

всего листов 11

ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ

Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микро-

процессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО

«РусГидро»

–

«Зейская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО)

Назначение средства измерений

Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцес-

сорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала АО «РусГидро» – «Зейская

ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО) (далее по тексту – СТИ ЗеГЭС), (г. Зея,

Амурской области), предназначена для телеизмерений, автоматизированного сбора и обра-

ботки дискретных телесигналов о состоянии и режимах работы основного и сетевого электро-

оборудования Зейской ГЭС, контроля и удаленного управления режимами работы энергети-

ческого оборудования, процессами генерации и распределения электроэнергии, для организа-

ции обмена информацией с существующей смежной АСУ ТП ЗеГЭС, для автоматизированно-

го сбора, обработки и передачи полученной информации на верхние уровни диспетчерского

управления – в СОТИАССО (Систему обмена технологической информацией с автоматизиро-

ванной системой Системного Оператора) – на диспетчерские пункты филиалов ОАО «СО

ЕЭС» – Амурское РДУ и ОДУ Востока.

СТИ ЗеГЭС представляет собой многофункциональную, многоуровневую информаци-

онно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией

непрерывного измерения следующих электрических величин:

- действующих значений фазных токов I

, I

и среднего по трем фазам действующе-

го значения силы электрического тока I

СР

;

- действующих значений фазных U

, U

и линейных напряжений U

АВ

, U

ВС

, U

СА

среднего по трем действующим значениям фазного U

СР.фаз

и линейного U

СР.лин

напряжений;

- активной Р

, Р

сум

, реактивной Q

, Q

сум

и полной S

, S

сум

электри-

ческих мощностей – пофазных и суммарных трёхфазных;

- частоты f переменного тока;

а также следующих физических величин:

- скорости наружного воздушного потока (ветра);

- времени в национальной шкале координированного времени Российской Федерации

UTC (SU) (далее – время).

СТИ ЗеГЭС используется при диспетчерско-технологическом управлении оборудова-

нием Зейской ГЭС для оптимизации режимов его работы, повышения надежности и безава-

рийности работы, увеличения сроков эксплуатации.

Описание средства измерений

СТИ ЗеГЭС обеспечивает выполнение телеизмерений и следующих основных функ-

ций:

- опрос, сбор и первичную обработку дискретных сигналов;

- ведение системы единого времени (СЕВ) на всех уровнях иерархии с ходом часов не

хуже 1 с/сут;

- регистрацию сигналов телеизмерений с присвоением метки времени с погрешностью

не хуже 20 мс;

- контроль состояния силового оборудования;

- приём сигналов от элементов существующих систем АСУ ТП, РЗиПА, АДВ, САУ ОРУ;

Лист № 2

всего листов 11

- диагностику и мониторинг функционирования технических и программных средств

СТИ ЗеГЭС;

- конфигурирование и настройку параметров СТИ ЗеГЭС;

- разграничение прав доступа к конфигурации, параметрированию и информационным

данным путем использования системы паролей;

- формирование базы данных, архивов сообщений и параметров, их визуализацию на

экране в табличной и графической формах по запросу оператора;

- автоматизированное протоколирование сообщений, изменений и действий оператора;

- динамическое представление режимов работы энергообъекта в реальном масштабе

времени;

- передачу аналоговой и дискретной информации на диспетчерские пункты филиалов

ОАО «СО ЕЭС» – Амурское РДУ и ОДУ Востока.

СТИ ЗеГЭС находится на нижней ступени иерархии системы диспетчерского управле-

ния с центром сбора информации и управления в филиалах ОАО «СО ЕЭС» – Амурское РДУ

и ОДУ Востока.

СТИ ЗеГЭС реализована на базе программно-технических решений компании Siemens

и включает в себя два вида измерительных каналов (ИК):

1) Каналы измерения электрических величин, состоящие из измерительных трансфор-

маторов тока и напряжения, вторичных измерительных цепей на первом уровне и измерите-

лей электрических величин (ИЭВ) SIMEAS Р (Гос. реестр СИ РФ № 38083-08 и 30920-05) на

втором. Перечень ИК первого вида приведен в табл. 2.

2) Канал измерения скорости наружного воздушного потока (ветра), состоящий из дат-

чика скорости наружного воздушного потока (ветра) (Гос. Реестр №10146-85) (с унифициро-

ванным токовым выходом) на первом уровне и модулем ввода аналоговых сигналов 2АI I, ко-

торый выполняет сбор и обработку информации и входит в состав устройства распределенно-

го ввода-вывода SIMATIC ЕТ200S (Гос.Реестр СИ РФ №22734-06) на втором уровне. Пере-

чень ИК второго вида приведен в табл.3.

На первом (полевом) уровне СТИ ЗеГЭС находятся также источники дискретных теле-

сигналов (такие как контакты реле-повторителей, «сухие» контакты терминалов систем ре-

лейной защиты и противоаварийной автоматики (РЗиПА), блок-контакты коммутационных

аппаратов, контроллеры АСУ ТП), обеспечивающие диагностической информацией о состоя-

нии разъединителей, др. устройств РЗиПА и АСУ ТП. Приём и фиксация дискретных сигна-

лов осуществляется при помощи станций SIMATIC ЕТ200S (расположенных на втором уров-

не) посредством модулей ввода 4DI дискретных сигналов с датчиков типа «сухой» контакт

или потенциальный выход через промежуточные реле, которые обеспечивают согласование

уровня напряжения и гальваническую развязку.

Принцип действия ИК электрических величин заключается в масштабном преобразо-

вании первичных токов и напряжений измерительными трансформаторами тока и напряжения

в сигналы низкого уровня (100 В; 1 или 5 А), которые поступают на ИЭВ SIMEAS Р, где про-

исходит быстрое аналого-цифровое преобразование мгновенных фазных токов и напряжений

и вычисление в микропроцессоре действующих значений фазного и линейного напряжений,

фазных токов и среднего по трем фазам действующего значения силы электрического тока

СР

, а также фазных и суммарных трехфазных значений активной и реактивной мощностей.

Частота в ИЭВ определяется по напряжению U

Результаты измерений электрических вели-

чин передаются из внутренней памяти прибора через цифровой интерфейс RS-485 для даль-

нейшей обработки на сервер по системной шине ProfiBus DP (на основе резервированного оп-

товолокна). В ИЭВ SIMEAS Р происходит преобразование результатов измерений из цифро-

вого кода в именованные физические величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и

ТН.

Принцип действия ИК, предназначенного для измерения скорости наружного воздуш-

ного потока (ветра), состоит в передачи токовых сигналов от блока преобразователя сигналов

датчика (от 4 (либо 0) до 20 мА постоянного тока) по 4-проводной линии связи до модуля

ввода аналоговых сигналов 2АI I, входящего в состав устройства распределенного ввода-

Лист № 3

всего листов 11

вывода SIMATIC ЕТ200S, которое обеспечивает питание датчика и гальваническую развязку

цепи. Модуль имеет 2 канала ввода аналоговых сигналов. Для каждого канала происходит

преобразование тока в цифровой код (13 бит), который передается на сервер SICAM PAS, где

происходит преобразование результатов измерений из цифрового кода в именованные физи-

ческие величины на основе диапазона измерения датчика.

ПО SICAM PAS также диагностирует и анализирует состояние каналов связи (полевая

шина ProfiBus DP) со станциями SIMATIC ЕТ200S и ИЭВ SIMEAS Р и в случае обрыва связи

передает сообщение на АРМ диспетчера.

Третий уровень является общим для обоих типов ИК и состоит из программно-

технического комплекса SICAM PAS (Substation Information Control Automation Monitoring

Power Automation System, производитель – компания Siemens), являющегося Центральной

приёмо-передающей станцией (ЦППС) – осуществляет внутрисистемный обмен информацией

по цифровым каналам связи с помощью встроенных цифровых выходов, коммуникационных

модулей и сетевых устройств. ПТК SICAM PAS включает в себя также сервер телемеханики.

ЦППС обеспечивает опрос (с циклом не более 1 с) и непрерывный сбор (через выде-

ленный интерфейс LAN системы SICAM PAS), обработку (вычисление) данных, поступаю-

щих с нижних уровней (по шине Profibus-DP на основе резервированной ВОЛС), и данных,

поступающих через промышленные коммутаторы МОХА (по Ethernet TCP/IP на основе ре-

зервированной ВОЛС и витой пары) с серверов смежных автономных подсистем:

- АСУ ТП (ИИС управления гидроагрегатами (Гос.реестр №№

45249-10, 45250-10,

45251-10, 46052-11)

, система контроля уровней воды (бьефов), телесигналы и др.),

- АДВ (система автоматики дозирования управляющих воздействий),

- САУ ОРУ (система автоматизированного управления открытыми распределительны-

ми устройствами 500 кВ и 220 кВ).

На верхнем уровне для каждого аналогового сигнала контролируется выход за уста-

новленные пределы (уставки) и возврат сигнала в норму. Указанные события и аварии реги-

стрируются подсистемой регистрации текущих и аварийных событий.

ЦППС осуществляет также функции:

- диагностики состояния каналов связи с ИЭВ SIMEAS Р, ЕТ200S и с РДУ и ОДУ;

- присвоение полученным данным меток времени;

- администрирование и разграничение прав пользователей;

- вычисление необходимых параметров технологических процессов;

- передачу телеизмерений (с циклом менее 1 с) и телесигналов (с циклом менее 5 с) при

изменении их значения в СОТИАССО (филиалы ОАО «СО ЕЭС» – Амурское РДУ и ОДУ

Востока) по каналам связи:

- с РДУ: основной - ТрансТелеКом (ТТК) (64 кбит/с); резервный - ВЧ по ЛЭП (9,6 кбит/с);

- с ОДУ: основной - ТрансТелеКом (ТТК) (64 кбит/с); резервный - спутниковый (9,6

кбит/с).

Протокол обмена с Амурским РДУ и ОДУ Востока – МЭК 60870-5-101. В ПТК SI-

CAM PAS предусмотрена программно-аппаратная возможность перехода в перспективе на

протокол обмена МЭК 60870-5-104 (ПТК SICAM PAS оснащён дополнительной сетевой кар-

той LAN).

Третий уровень СТИ ЗеГЭС включает в себя также Систему единого времени (СЕВ),

обеспечивающую единство времени в СТИ с помощью сервера времени LANTIME M300/GRC

(компания MEINBERG, Германия) – первичного эталонного источника, использующего в ка-

честве основного приемника внешней синхронизации сигнал от спутниковой группировки

ГЛОНАСС. Дополнительное использование данных от спутниковой группировки GPS повы-

шает надежность системы в целом, а встроенный высокостабильный генератор обеспечивает

работу сервера при помехах или пропадании сигналов от навигационных спутников. Совме-

щенный спутниковый приемник обеспечивает синхронизацию сервера времени с погрешно-

стью ±10мкс. Сервер времени контролирует рассогласование времени ЦППС относительно

собственного и по достижении рассогласования 20 мс корректирует время таймера сервера

SICAM PAS (по сети Fast Ethernet 100BaseTX), который в свою очередь осуществляет син-

Лист № 4

всего листов 11

хронизацию внутренних часов измерительных компонентов СТИ ЗеГЭС и серверов смежных

систем по локальной сети Ethernet (протокол NTP или SNTP). Ход часов СЕВ составляет не

более 1 с/сут.

Измерительные компоненты СТИ ЗеГЭС (кроме полевого уровня: измерительных

трансформаторов и ветрочувствительного элемента датчика скорости ветра (вертушки)) смон-

тированы в металлических шкафах 2КП-1, 4 КП 2.1 (где расположен блок преобразования

сигналов датчика ветра) и в шкафу 5 КП 2.2, установленных в обогреваемых помещениях 1Р и

3Р. ЦППС и СЕВ установлены в шкафу телемеханизации 1-ШТ в помещении ЛАЗ.

Надежность системных решений:

- вероятность появления ошибки телеинформации (вероятность образования лож-

ных сигналов телеуправления, телесигнализации, телеизмерения) соответствует первой

категории достоверности (по ГОСТ 26.205-88) – 10

-12

;

- коэффициент готовности К

- системы – не ниже 0,999;

- технологической связи – не менее 0,999;

- время восстановления:

- системы – не более 2 часов с учетом времени выявления неисправности;

- ЦППС – не более 1 часа;

- КП (контролируемого пункта) – 1 час;

- канала связи – не более 11 минут в неделю;

- канала связи со смежными системами – не более 20 мс;

- электропитание шкафов осуществляется по первой категории надежности от

двух независимых вводов системы гарантированного питания (СГП) ГЭС. Система пи-

тания укомплектована источниками бесперебойного питания и автоматическим вводом

резерва (АВР);

- резервирование каналов связи с филиалами ОАО «СО ЕЭС» – Амурское РДУ и

ОДУ Востока;

- для повышения надежности работы СТИ ЗеГЭС используется дублирование ка-

налов связи и жесткого диска сервера SICAM PAS;

- наработка на отказ:

- СТИ ЗеГЭС – не менее 35 000 часов (без компьютерного оборудования);

- центральный процессорный модуль ПТК SICAM PAS – 36 лет;

- полный срок эксплуатации – не менее 10 лет.

Глубина хранения информации:

- сервер:

- хранение данных о конфигурировании иинформации о состоянии

средств измерений и каналов связи – не менее трех лет.

Программное обеспечение

В состав программного обеспечения (ПО) СТИ ЗеГЭС входит: ПО сервера телемехани-

ки в составе ПТК SICAM PAS Station Unit (компании Siemens) (система сертификации ГОСТ

Р, сертификат соответствия № РОСС DE.АЮ77.В11381), ПО сервера СЕВ, а также ПО изме-

рителей электрических величин SIMEAS Р – «SIMEAS Р» и ПО устройств распределенного

ввода-вывода SIMATIC ЕТ200S – STEP 7 v. 5.4.

Программные средства сервера телемеханики содержат: базовое (системное) ПО,

включающее операционную систему Windows ХР , ПО "Full Server" (Runtime) Basic

component, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем

управления базами данных (СУБД) Industrial SQL Server и прикладное ПО: SIMATIC NCM

(Network Configuration Manager) для конфигурирования шины PROFIBUS, SIMATIC NET (на

базе интеллектуального коммуникационного модуля СР 5614А2 для подключения к сети

PROFIBUS) и ПО SICAM PAS, состоящее из 4 основных приложений: Configuration,

Operation, Value Viewer и Feature Enable.

Лист № 5

всего листов 11

Функции автоматизации реализованы в SICAM PAS в форме виртуального контролле-

ра (SoftPLC). Виртуальный программируемый логический контроллер (ПЛК) программирует-

ся на языке последовательных функциональных диаграмм (CFC = Continous Function Chart)

или на языке структурированного текста.

Состав и идентификационные данные ПО СТИ ЗеГЭС приведены в табл. 1.

Цифровой идентификатор

программного обеспечения

(контрольная сумма

исполняемого кода)

Алгоритм вы-

численияциф-

рового иденти-

фикатора про-

граммного

обеспечения

Таблица 1 – Идентификационные данные ПО

Наиме-Наименование и назначениеНомер

нование программного модуля (иден-версии

программ- тификационноенаименова-

Наименование

про-

ногоние

файла

грамм-

обеспе-программногоного

чения

обеспечения) обеспе-

SICAM PAS

UI-Configuration:

создание новых конфигура-

ций и модификации сущест-

вующей конфигурации

(6 основных частей):

приём данных через

IEC60870-5-104Master,

OPC Client,

драйвер PROFIBUS DP Master

передача данных через:

IEC60870-5-101Master,

IEC60870-5-101Slave;

IEC60870-5-104Master,

IEC60870-5-104Slave.

Обработка данных (автома-

тизация):

CFC Automation>

SoftPLC UI (виртуальный

контроллер) в модулях:

ADV.CFC, ADV1.CFC,

ASUTP.CFC,ASUTP1.CFC,

_2kp.CFC, _4kp.CFC,

_5kp.CFC.

PASConfig.exe

opcclient.exe

profibusdp.exe

t101.exe

t101slave.exe

T104.exe

T104Slave.exe

SoftPLC.exe

7eca1448d2612b456f08528edeead815

8a8b228e557b65697090417e105110af

74ceddc95bc2f9cab29efc9481fdedbb

349965ba7246f423e93e373cc31fe2fd

4380bf63d1028a523c487e0faeda7abf

352ef3ca2ffc1e2ee8fc72f8b426ce92

79d8687a95f7fec537b5e156db4d66d9

5165e1cd62ae176abda5d9dc0ec0668b

SICAM PAS

UI-Operation:

наблюдение за состоянием

соединений и управление

соединениями

(статус соединений)

PASOperate.exe

83a72b907ea8573165057922f9eb0858

PASValueViewer.

exe

SICAM PAS ValueViewer:

полный обзор информации

по работе системы.

7c36e9a5ba99cdbbb28cbe7eb5b11417

Тестирование соединений и

ручное задание значений

SICAM

PAS

SICAM PAS

Feature Enable:

Библиотека

шифрования паролей

PASFeature

Enabler.exe

e4979074dc7b5c49e3858c4931b10053

v 6.0MD5

Для выполнения требований Федеральной службы по техническому и экспортному

контролю РФ (ФСТЭК), установленных к защите информации Ключевых систем информаци-

онных инфраструктур (КСИИ), используемых для обмена информацией между системой те-

леизмерений ЗеГЭС на базе ПТК «SICAM PAS» со смежными системами АСУ ТП, АДВ и

САУ ОРУ, а так же для предотвращения несанкционированного доступа к технологическим

сетямГЭС,установленымежсетевыеэкраны«ССПТ-2-01»(ГосреестрРОСС

RU.0001.01БИ00 №1687), разрешенные для применения по 3 классу от несанкционированного

доступа и гарантирующие отсутствие недекларированных (недокументированных) возможно-

стей (НДВ) по 3 уровню контроля.

Лист № 6

всего листов 11

Управление сбором данных осуществляется при помощи программного обеспечения

SICAM PAS, которое функционирует на сервере СТИ. Интерфейс ПО содержит в себе средст-ва

предупреждения пользователя, если его действия могут повлечь изменение или удаление

результатов измерений. Программное обеспечение и конструкция измерителей электрических

величин и сервера после конфигурирования и настройки обеспечивают защиту от несанкцио-

нированного доступа и изменения его параметров. Метрологически значимая часть ПО со-

держит специальные средства защиты, исключающие возможность несанкционированной мо-

дификации, загрузки (в том числе загрузки фальсифицированного ПО и данных), считывания

из памяти ИЭВ и сервера, удаления или иных преднамеренных изменений метрологически

значимой части ПО и измеренных данных.

Специальными средствами защиты метрологически значимой части ПО и измеренных

данных от преднамеренных изменений являются:

- средства проверки целостности ПО (так, несанкционированная модификация метро-

логически значимой части ПО проверяется расчётом контрольной суммы для метрологически

значимой части ПО и сравнением ее с действительным значением);

- средства обнаружения и фиксации событий (журнал событий);

- средства управления доступом (пароли);

Уровень защиты программного обеспечения СТИ ЗеГЭС от непреднамеренных и пред-

намеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.

Предел допускаемой дополнительной абсолютной погрешности ПТК SICAM PAS, по-

лучаемой за счет математической обработки измерительной информации, составляет

±2 единицы младшего разряда измеренного (учтенного) значения.

Метрологические и технические характеристики

№

ИК

Перечень и характеристики основных средств измерений, входящих в состав

измерительных каналов первого вида СТИ ЗеГЭС, с указанием непосредственно измеряемых

параметров, наименования объекта, типов, классов точности и заводских номеров средств из-

мерений, входящих в состав ИК, представлены в таблице 2.

Таблица 2 – Перечень и характеристики измерительных каналов первого вида СТИ ЗеГЭС

Метрологические

Наиме-

личин

относит

погр-ть в

121T

400/5

Кл.0,2

SIMEAS Р

Зав.№

BF1009102380

222T

SIMEAS Р

7KG7610

Зав.№

BF1009102381

323T

400/5

Кл.0,2

SIMEAS Р

Зав.№

BF1009102379

ABC

±0,7

±1,2

± 1,3 (при

Состав измерительных каналов

Измеряе-

характеристики ИК

нование

Измеритель

мые

Осн. Относит.

объекта

ТТ ТН электрич. ве-

величины

погр-ть, рабочих

%условиях%

ТВ-110-VIIIEPR20Z

Кл.0,2

15750/√3/100/√3

7KG7610

Зав.№ 1697 Зав.№ 1598600003

Зав.№ 1698 Зав.№ 1598600002

Зав.№ 1699 Зав.№ 1598600001

ТВ-110-VIIIEPR20ZР

, Р

cosφ =0,9)

400/5 15750/√3/100/√3 Р

сум

± 2,3 (при

Кл.0,2 Кл.0,2

cosφ =0,5)

Зав.№ 1700Зав.№ 1598600009

Зав.№ 1701Зав.№ 1598600028Q , Q , Q ,

± 1,3 (

ри

Зав.№ 1702Зав.№ 1598600007Q

сум

cosφ =0,8)

ТВ-110-VIII

TJC 6-G

Кл.0,2

15750/√3/100/√3

7KG7610

Зав.№ 1706

Зав.№1VLT5210015619

Зав.№ 1707

Зав.№1VLT5210015618

Зав.№ 1708

Зав.№1VLT5210015617

± 2,0 (при

cosφ =0,5)

Лист № 7

всего листов 11

рактеристики ИК

нование

объекта

ТТТН

Измеритель

электрич. ве-

личин

Измеряе-

мые

величины

52Т

1000/1

Зав.№ 5464

Зав.№ 8703050

63Т

Зав.№ 20600

SIMEAS Р

7KG7755

Зав.№

1000/1

Кл.1,0

Зав.№ 5079

Зав.№ 5073

ТВТ-500М

1000/1

Кл.1,0

Зав.№ 19180

Зав.№ 19182

Кл.0,5

±1,2

±1,4

±4,3

± 1,8 (при

±10,6(при

± 8,5 (при

В1-кл.0,5

Зав.№ 2045

SIMEAS Р

7KG7755

Зав.№

Зав.№ 1768

Кл.0,5

SIMEAS Р

7KG7755

A B C

±0,7

±1,0

± 1,5 (при

± 1,6 (при

± 4,5 (при

Продолжение табл. 2

Состав измерительных каналов

Метрологические ха-

№

Наи

ме

Осн.Относит.

ИК

относитп

-ть в

погр-ть, рабочих

%условиях%

JR 0,5

СРВ 245SIMEAS Р

Кл.1,0

220000/√3/100/√37KG7755

41T

Зав.№3/06/2738

Кл.0,5

Зав.№3/06/2741

Зав.№ 8703046Зав.№

Зав.№3/06/2744

Зав.№ 8703047

BF0812076684

ТВТ-220 Зав.№ 8703048

SIMEAS Р

Кл.1,0 Резерв:

G7755

Зав.№ 7892Зав.№ 8703039

Зав.№

Зав.№ 7793 Зав.№ 8703040

BF0812074309

± 1,3 (при

ТВТ-500М I

, I

cosφ =0,9)

1000/1 I

±10,5(

ри

Кл.1,0

cosφ=0,5)

Зав.№ 20602

Зав.№ 20597

СРВ 550

BF0812076712

, Р

cosφ =0,9)

ТВТ-500М

500000/√3/100/√3

SIMEAS Р

сум

cosφ=0,5)

Зав.№ 8676868

7KG7755

74Т

За

.№ 867

866

± 2,1 (при

Зав.№ 8676867

За

.№

, Q

cosφ =0,8)

Зав.№ 5077

BF0812076707

сум

cosφ =0,5)

SIMEAS Р

Резерв:

G7755

85Т

Зав.№ 8676864

Зав.№ 8676865

За

.№

Зав.№ 19184

Зав.№ 8676869

BF0812076715

JR 0,5

SIMEAS Р

Кл.1,0

7KG7755

96Т

Зав.№3/06/2751

Зав.№3/06/2754

Зав.№

Зав.№3/06/2757

BF0812074307

ТФНД 220

± 0,9 (

ри

1000

I , I , I ,

cosφ =

)

± 5,3 (при

АТ220 Зав.№ 2043

СРВ 245

cosφ =0,5)

Зав.№ 2034

220000/√3/100/√3

BF0812076736

, Р

cosφ =0,9)

ТФНД 220 Зав.№ 8703043 Р

сум

,5 (при

1000/1 Зав.№ 8710326

cosφ =0,5)

В2-

кл.0,5

Зав.№ 8710325

Т220 За

.№

2480

Зав.№

, Q

±2,5

cosφ =0,8)

Зав.№ 2703

BF0812076702

сум

cosφ =0,5)

Примечания:

1) В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала,

соответствующие вероятности 0,95.

Лист № 8

всего листов 11

2) Измерительные трансформаторы тока по ГОСТ 7746-2001, напряжения по

ГОСТ 1983-2001.

3) Основная относительная погрешность измерения приведена для следующих нормаль-

ных условий применения:

- параметры сети: напряжение (0,98 – 1,02)Uном; ток (1 – 1,2)Iном, cosφ = 1,0;

частота сети (0,99 – 1,01)fном;

- температура окружающей среды (20±5) °С;

4) Относительная погрешность измерений в рабочих условиях применения приведена для

следующих условий:

параметрысети:напряжение(0,9–1,1)Uном;ток(0,05–1,2)Iном;

cosφ = (0,5инд – 1,0 – 0,8емк); частота сети (0,98 – 1,02)fном;

и минимальна при cosφ = 1,0 , а максимальна при cosφ = 0,5инд;

- допускаемая температура окружающей среды для измерительных транс-

форматоров от минус 55 до +45°С, для измерителей электрических величинот 0

до +55 °С; для ветрочувствительного элемента датчика скорости ветра от

минус 50 до +50°С; для устройств распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ200S:

от 0 до 60 °С – для горизонтального монтажа, от 0 до 40 °С – для всех других мон-

тажных позиций, изменение температуры: не более 10 К/ч;

5) Допускается замена измерительных трансформаторов, измерительных преобразова-

телей и измерителей электрических величин на аналогичные утвержденных типов с

метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в табл. 2. Замена

оформляется актом в установленном «Росстандарт» и филиаломОАО

«РусГидро»

–

«Зейская ГЭС» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описа-

нием типа СТИ ЗеГЭС как его неотъемлемая часть.

Состав измерительного канала

Наиме-

нование

физической

величины

Диа-

пазон

изме-

рений

Датчик скорости

воздушного потока

(ветра) М-127;

Δ = ± (0,4 + 0,04v),

где v – скорость

воз-душного пото-

ка, м/с

(4 – 20);

(0 – 20)

± 1,6

при v=50

± 60

при

v=0,8

± 1,6

при v=50

± 60

при v=0,8

Таблица 3 – Перечень и характеристики измерительного канала второго вида СТИ ЗеГЭС

Датчикэлектрическая часть

Метрологические

характеристики

ИК

рительный преоб-

(датчик);

Диапазон

мА

дуля;

ервичный из

е-

Тип контроллера,

разователь входного

измерительного мо-

абсолютная по-

сигнала,

приведенная по-

грешность (Δ)

грешность (γ)

Осн.

, %

в раб.

Относит.

относ.

погр-ть

условиях

, %

Скорость

наружного(0,8 –

воздушного50)

потокам/с

(ветра)

Устройство распреде-

ленного ввода-вывода

SIMATIC ЕТ200S

(6ES7134-4GB62-

0AB0)

с модулями SM331

ввода токовых сигна-

лов

2АII HIGH SPEED;

γ = ± 0,7

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документа-

ции на Систему телеизмерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцес-

сорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО «РусГидро» – «Зей-

ская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО).

Лист № 9

всего листов 11

Комплектность средства измерений

Комплектность СТИ ЗеГЭС приведена в таблице 4.

Таблица 4 – Комплектность СТИ ЗеГЭС

№ Госреестра СИ

РФ

1.3.1

1.3.2

1.4.1

1.4.2

2.1

2.2

№Наименование

Пр

ел

ы д

опу

емо

при

едённой

погр-ти

ибо кл. т

чн

сти СИ

(относ.погр-

ь)

либо

абсолютн

погре

ность;

ко

ич

во,

шт.

1.1

1.1.1

1.1.2

1.1.3

1.1.4

1.1.5

1.2

1.2.1

1.2.2

1.2.3

1.2.4

1.3

± 0,005 Р

± 0,005 Q

НОМ

± 0,005 Р

± 0,005 Q

НОМ

1.4

ГР № 10146-85

Основные измерительные средства количества электроэнергии и мощности

Измерительные трансформаторы тока

ТВТ 500 ГР № 3634-73 КТ 1,0 (9 шт.)

ТВТ-220 ГР № 3638-73 КТ 1,0 (3 шт.)

ТФНД-220 ГР № 3694-73 КТ 0,5 (6 шт.)

ТВ-110-VIII ГР № 3635-73 КТ 0,2 (12 шт.)

JR 0,5 ГР № 35406-07 КТ 1,0 (3 шт.)

Измерительные трансформаторы напряжения

СРВ 550ГР № 15853-06КТ 0,5 (6 шт.)

СРВ 245ГР № 15853-06КТ 0,5 (9 шт.)

TJC 6ГР № 36413-07КТ 0,2 (3 шт.)

EPR20ZГР № 30369-05КТ 0,2 (6 шт.)

Измерители электрических величин

±0,002U

НОМ

(при (0,1–

1,2)U

НОМ

)

ГР № 38083-08

±0,002 I

НОМ

(при (0,1–1,2) I

НОМ

)

SIMEAS Р 7KG7755

НОМ

ГОСТ 14014-91

± 0,005 S

НОМ

± 10 мГц

(8 шт.)

±0,001U

НОМ

(при (0,1–

1,2)U

НОМ

)

ГР № 30920-05

±0,001 I

НОМ

(при (0,1–1,2) I

НОМ

)

SIMEAS Р 7KG7610

НОМ

ГОСТ 14014-91

± 0,005 S

НОМ

± 10 мГц

(3 шт.)

Измерительные преобразователи

± (0,4 + 0,04·v) м/с

Датчик ветра М-127

ГОСТ 8.542-86

± 8 градусов

(1 шт.)

ГР № 22734-06

PAS

Устройства распределенного± 0,14 мА

ввода-вывода ET200S (2 шт.)

Вспомогательные технические компоненты

Средства вычислительной техники и связи

Серв

р промышл

нный SICAM

-1 шт.

1 шт.

2.3

2.4

2.5

Сервер времени LANTIME

M300/GRC

Экран межсетевой ССПТ-2-01-4 шт.

Коммутатор МОХА-6 шт.

Сервер устройств NPortIA5150I 1 шт.

Лист № 10

всего листов 11

№ Госреестра СИ

РФ

2.6

2.7

3.1

3.2

3.3

1 экз.

3.4

1 экз.

3.5

1 экз.

3.6

1 комплект

№Наименование

Пр

ел

ы д

опу

емо

при

едённой

погр-ти

ибо кл. т

чн

сти СИ

(относ.погр-

ь)

либо

абсолютн

погре

ность;

ко

ич

во,

шт.

4 шт.

-1 шт.

Модуль связи оптический

OLM/G12

Источник бесперебойного пита-

ния (ИБП) Pulsar MX 5000 RT

Эксплуатационная документация

Техническое описание СТИ Зе-

ГЭС

Инструкция по эксплуатации

СТИ ЗеГЭС

Инструкция по техническому

обслуживанию СТИ ЗеГЭС

Паспорт-формуляр

СТИ ЗеГЭС

Методика поверки

СТИ ЗеГЭС

Техническая документация на

комплектующие изделия

Поверка

осуществляется по документу: «Система телеизмерений, телесигнализации и телеуправления

на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала

ОАО «РусГидро» – «Зейская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО). Методи-

ка поверки» МП 001-2012, утвержденному Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФ-

ТРИ» в феврале 2012 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216-88;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217-2003;

- средства поверки измерителей электрических величин SIMEAS Р в соответствии с до-

кументами: «Измерители электрических величин SIMEAS Р модификаций 7KG7750,

7KG7755. Методика поверки», утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в марте 2008 г.; и в соот-

ветствии с разделом «Методика поверки» Руководства по эксплуатации измерителей электри-

ческих величин SIMEAS Р модификаций 7KG7200, 7KG7610 и др., утвержденным ГЦИ СИ

ФГУП «ВНИИМС» в 2005 г.;

- средства поверки устройств распределенного ввода-вывода ET200S в соответствии с

документом: МИ 2539-99 «ГСИ. Измерительные каналы контроллеров, измерительно-

вычислительных, управляющих, программно-технических комплексов. Методика поверки»,

утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в июне 1999 г.;

- переносной инженерный пульт – ноутбук – программатор с ПО для работы с устрой-

ствами распределенного ввода-вывода SIMATIC ЕТ200S и ИЭВ SIMEAS Р ;

- Радиочасы МИР РЧ-01 (приемник, принимающий сигналы службы точного времени)

(ГР № 27008-04).

Сведения о методиках (методах) измерений

Методика измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений электри-

ческих величин с использованием системы телеизмерений, телесигнализации и телеуправле-

ния на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала

ОАО «РусГидро» – «Зейская ГЭС» (системы телемеханики комплекса СОТИАССО). Аттесто-

вана Восточно-Сибирским филиалом ФГУП «ВНИИФТРИ», выдано Свидетельство об атте-

стации Методики измерений № 01-01.00294-2012 от 10.02.2012 г.

Лист № 11

всего листов 11

Нормативные и технические документы, устанавливающие требования к системе теле-

измерений, телесигнализации и телеуправления на основе микропроцессорного обору-

дования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала ОАО «РусГидро» – «Зейская ГЭС»

(система телемеханики комплекса СОТИАССО):

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизиро-

ван-ные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основ-

ные положения».

ГОСТ trial-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие тех-

нические условия».

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

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

бования.

ГОСТ Р МЭК 870 части 1-3, 5, 6.

ГОСТ Р МЭК 61850-3-2005 Сети и системы связи на подстанциях. Часть 3. Основные

требования

ГОСТ Р 51275-99 Защита информации. Объект информатизации. Факторы, воздейст-

вующие на информацию. Общие положения.

ГОСТ 14014-91 Приборы и преобразователи цифровые напряжения, тока, сопротивле-

ния. Общие технические требования и методы испытаний.

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

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

РД 34.35.123 Общие технические требования к информационной подсистеме АСУ ТП

ГЭС

Техническая документация на систему телеизмерений, телесигнализации и телеуправле-

ния на основе микропроцессорного оборудования, адаптированного с АСУ ТП ГЭС, филиала

ОАО «РусГидро»

–

«Зейская ГЭС» (система телемеханики комплекса СОТИАССО).

Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обес-

печения единства измерений:

Осуществление производственного контроля за соблюдением установленных законода-

тельством Российской Федерации требований промышленной безопасности к эксплуатации

опасного производственного объекта.

Изготовитель

ЗАО «Энергетические технологии»

664033, г.Иркутск, ул. Лермонтова, 130 , оф.110

тел. (395-2) 423-523, 56-48-84; факс (395-2) 423-441

Интернет адрес:

http:/

/www.pwr-tech.ru

; E-mail:

info@pwr-tech.ru

Испытательный центр

Государственный центр испытаний средств измерений ФГУП «Всероссийский НИИ физико-

технических и радиотехнических измерений» (ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИФТРИ») (Восточно-

Сибирский филиал). Аттестат аккредитации № 30002-08.

664056, г. Иркутск, ул. Бородина, 57,

тел/факс: (3952) 46-83-03, факс: (3952) 46-38-48

Интернет адрес:

http:/

/www.vniiftri-irk.ru

; E-mail:

office@niiftri.irk.ru

Заместитель Руководителя

Федерального агентства по техническому

Регулированию и метрологии

Е.Р. Петросян

М.п.

«________»________________________2012 г.

Готовы поверить данное средство измерений.

Поверка средств измерений.

ООО СУПРР 8(812)209-15-19, info@saprd.ru

Похожие средства измерения:

ГРСИ	Наименование СИ	Тип СИ	Производитель	МПИ	Ссылка
34249-07	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии - АИИС КУЭ ООО "Транснефтьсервис С". ОАО "Северные магистральные нефтепроводы". Измерительно-информационный комплекс НПС "Нюксеница"	Нет данных	ЗАО "ОРДИНАТА", г.Москва	4 года	Перейти
65501-16	Система измерений количества и параметров нефти сырой на ЦПСН СИКНС №2063 ТПП "РИТЭК-Самара-Нафта"	Нет данных	ООО "Метрология и автоматизация", г.Самара	1 год	Перейти
54048-13	Машины испытательные	ИП, ИР и Р	ЗАО "Завод испытательных приборов и оборудования" (ЗИПО), г.Армавир	1 год	Перейти
58061-14	Система автоматизированная информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ) Краснополянская ГЭС ООО "ЛУКОЙЛ-Экоэнерго"	Нет данных	ООО "Электрогазовая Компания", г.Москва	4 года	Перейти
57062-14	Система измерений количества и показателей качества нефти № 532 Филиала "Газпромнефть-Муравленко" ОАО "Газпром нефть-ННГ"	Нет данных	ООО "Нефтегазметрология", г.Уфа	1 год	Перейти

Поверка средств измерений

ООО "СУПРР"
ИНН 7813337035 КПП 781301001
ОГРН 1057813279919
197198, Санкт-Петербург, ул. Шамшева, д. 8, лит. А, пом. 230
8(812)209-15-19
info@saprd.ru

Поверка средств измерений