Приложение к свидетельству № 63967
об утверждении типа средств измерений
Лист № 1
Всего листов 8
ОПИСАНИЕ ТИПА СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЙ
Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой
системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ»
Назначение средства измерений
Система обмена технологической информацией с автоматизированной системой
системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ» (далее - система) предназначена для
измерения изменяющихся во времени действующих значений силы электрического тока ( I
b
. ),
действующих значений линейного напряжения (U
ab
), активной, реактивной суммарной мощ-
ности (P, Q), частоты переменного тока (f) электрической сети и электроустановок станции
(телеизмерения ТИ), расчета интегральных значений электрических величин (ТИИ), сбора,
обработки и архивирования телеизмерений в базе данных, отображения этих данных на главном
щите управления (ГЩУ) и автоматизированных рабочих местах (АРМ), их передачи в реальном
времени в региональное диспетчерское управление (РДУ).
Система выполняет функции:
- измерение изменяющихся во времени параметров электрической сети и оборудования
ТЭЦ на шинах генераторов, силовых трансформаторов, отходящих фидерах;
- отображение положения высоковольтных выключателей и разъединителей;
- регистрация параметров переходных процессов (осциллограмм) в нормальных и
аварийных режимах работы оборудования;
- ведение единого времени в системе с точностью ±0,1 с;
- привязка меток реального времени к сигналам ТИ, ТИИ, ТС, f с точностью ±1 мс;
- нормализация и масштабирование измеряемых и расчетных величин;
- сбор данных измерений и состояний с датчиков и измерителей;
- архивирование информации в базе данных реального времени;
- предоставление доступа к информации обслуживающему персоналу;
- диагностика состояний аппаратных и программных средств;
- отображение текущих значений параметров электрической схемы на АРМе;
- передача информации по протоколу МЭК 870-5-101/104 в Пермское РДУ.
- разграничение доступа к данным различных групп пользователей;
- формирование отчетных документов;
- регистрация событий.
Описание средства измерений
Система представляет собой многофункциональную двухуровневую систему. По
функциональному признаку в состав системы входят:
- подсистема телеизмерений P, Q, I, U, f;
- подсистема регистрации ТС;
- подсистема регистрации аварийных событий;
- сервер центральной приемо-передающей станции (ЦППС);
- локальная технологическая вычислительная сеть и каналы связи;
- автоматизированные рабочие места.
1-й уровень системы включает в себя:
- измерительные трансформаторы тока;
- измерительные трансформаторы напряжения;
- приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии (ППКЭ)
РМ130P Plus;
- регистраторы аварийных событий АУРА-256.
Лист № 2
Всего листов 8
2-й уровень системы включает в себя:
- сервер ЦППС HP DL360G6;
- сервер точного времени Метроном-300;
- терминальный сервер CN2650I-16-2AC RS-232/422/485 в 10/100Мбит Ethernet,
конвертер интерфейсов Zelax WM-116$, модем Zyxel P-791R;
- АРМ AcerVeritonZ4810G (DQ.VKQER.068).
Первичныефазныетокиинапряженияпреобразуютсяизмерительными
трансформаторами в сигналы низкого уровня (57,7·√3 В, 5 А), которые по проводным линиям
связи поступают на соответствующие входы ППКЭ PM130P Plus. ППКЭ измеряет
действующие значения силы электрического тока (Ib), линейного напряжения (Uab), частоты
переменного тока (f), вычисляет активную и реактивную мощность (P, Q), преобразует
аналоговые сигналы в цифровой код. Частота переменного тока (f) в ППКЭ определяется по
линейному напряжению Uab.
Цифровой сигнал с выходов ППКЭ по проводным линиям связи (электрическим
RS-485) поступает на сервер ЦППС, где осуществляется приведение действующих значений
линейного напряжения, действующих значений силы тока, активной и реактивной мощности в
именованные величины с учетом коэффициентов трансформации ТТ и ТН, присвоение
полученным данным меток времени, дальнейшая обработка измерительной информации, в
частности, формирование и хранение поступающей информации, оформление справочных и
отчетных документов, передача информации в РДУ по протоколу МЭК 870-5-101/104. Сервер
ЦППС осуществляет ведение времени в системе с точностью ±0,1с. Точность хода часов
сервера ЦППС обеспечивает сервер точного времени Метроном-300.
Программное обеспечение
В системе применяется программное обеспечение (ПО) «КОТМИ-2010». Состав и
идентификационные данные ПО указаны в таблице 1. ПО «КОТМИ-2010» обеспечивает
выполнение функций сбора, обработки и архивирования телеизмерений, предоставления
структурированной информации о режимах работы электрической схемы и параметрах
оборудования, передачи команд телеуправления, обмена оперативной информацией с
внешними информационными системами с использованием различных каналов связи, ведения
времени в системе, архивирование информации с заданной дискретностью, глубиной и
составом, обеспечение доступа к информации по WEB-интерфейсу, диагностики состояния
программных и аппаратных средств системы.
Таблица 1 - Идентификационные данные ПО
Идентификационные данные (признаки)
Идентификационное наименование ПО
Номер версии (идентификационный номер) ПО
Цифровой идентификатор ПО
Другие идентификационные данные, если имеются
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО
Значение
КОТМИ-2010
Версия 1.7.7
178CDD290B7734215F5FE07A0F57AD24
ScdSrv.exe
MD5
Защита программного обеспечения обеспечивается:
- ограничение доступа в серверное помещение и к АРМ;
- разграничением прав доступа пользователей;
- использованием электронных ключей защиты.
Уровень защиты ПО системы - «средний», в соответствии с Р 50.2.077-2014.
Лист № 3 Trial
листов 8
Метрологические и технические характеристики
Состав первого уровня измерительных каналов (ИК) системы и их основные метрологические характеристики приведены в таблице 2.
Состав измерительных каналов первого уровня системы
Измеряемые
параметры
1
2
ТЭЦ, ГРУ-1, 2 СШ,
яч. 36, Ш3Г
Таблица 2 - Состав и метрологические характеристики ИК системы
Метрологические характеристики
ИК
Номер ИК
Наименование
точки
измерения
Заводской
номер
Основная Относительная
относительная погрешность в
погрешность, рабочих условиях,
%%
678
Вид СИ,
класс точности, погрешность,
коэффициентОбозначение, тип
трансформации,
№ Госреестра СИ
12345
Кт=0,5 Фаза А ТПОЛ-10М-3 УХЛ2 1117
фаза B ТПОЛ-10М-3 УХЛ2
Фаза C ТПОЛ-10М-3 УХЛ2
Фаза АЗНОЛ.06.04-6 У3
Фаза BЗНОЛ.06.04-6 У3
Фаза CЗНОЛ.06.04-6 У3
ТТ Ктт=800/5
№ 47958-11
Кт=0,5
ТНКтн=6000:√3/100:√3
№ 3344-08
ПГ=0,2/0,3
ТЭЦ, ГРУ-1, 1 СШ,
яч. 35, Ш1Г
ППКЭ Кппкэ=1PM130P Plus886756
№ 36128-07
1118
1119
Uab ±0,8 ±1,29
2506
Ib ±0,75 ±5,2
2699 Pсум ±1,1 ±5,4
2727
Qсум ±2,2 ±2,5
f±0,02±0,02
Фаза А ТОЛ-10-IМ-3 УХЛ2
Фаза B ТПОЛ-10М-3 УХЛ2
Фаза C ТПОЛ-10М-3 УХЛ2
Фаза АЗНОЛ.06.04-6 У3
Фаза BЗНОЛ.06.04-6 У3
Фаза CЗНОЛ.06.04-6 У3
Кт=0,5
ТТКтт=1500/5
№ 36307-07; 47958-11
Кт=0,5
ТНКтн=6000:√3/100:√3
№ 3344-08
ПГ=0,2/0,3
ППКЭ Кппкэ=1PM130P Plus883585
№ 36128-07
1600
1630
1980
Uab ±0,8 ±1,29
2721
Ib ±0,75 ±5,2
2480 Pсум ±1,1 ±5,4
2542
Qсум±2,2±2,5
f ±0,02 ±0,02
Лист № 4
Всего листов 8
ТТ
3
ТЭЦ, ГРУ-1, 4 СШ,
яч. 73, Ш5Г
PM130P Plus
4
ТЭЦ, ГРУ-2, 5 СШ,
яч. 1, Ш6Г
5
ТЭЦ, ГРУ-2, 5 СШ,
яч. 13, Ш7Г
Продолжение таблицы 2
12
3
Кт=0,5
Ктт=1500/5
45678
Фаза А ТПОЛ-10М-4 УХЛ2 1713
Фаза B ТПОЛ-10М-4 УХЛ21751
Фаза C ТПОЛ-10М-4 УХЛ2
Фаза АЗНОЛ.06.04-6 У3
Фаза BЗНОЛ.06.04-6 У3
Фаза CЗНОЛ.06.04-6 У3
№ 47958-11
Кт=0,5
ТНКтн=6000:√3/100:√3
№ 3344-08
ПГ=0,2/0,3
ППКЭКппкэ=1
№ 36128-07
1774
2486
2772
Uab
2541
Ib
Pсум
883913Qсум
f
±0,8±1,29
±0,75 ±5,2
±1,1 ±5,4
±2,2 ±2,5
±0,02 ±0,02
Кт=0,5
Фаза А ТПОЛ-10М-3 УХЛ21778
Фаза B ТПОЛ-10М-3 УХЛ21802
ТТКтт=1500/5
Фаза C ТПОЛ-10М-3 УХЛ21803
Фаза АЗНОЛ.06.04-6 У32510
Фаза BЗНОЛ.06.04-6 У32773
Фаза CЗНОЛ.06.04-6 У32722
№ 47958-11
Кт=0,5
ТНКтн=6000:√3/100:√3
№ 3344-08
ПГ=0,2/0,3
ППКЭКппкэ=1
№ 36128-07
PM130P Plus883658
Uab ±0,8 ±1,29
Ib ±0,75 ±5,2
Pсум ±1,1 ±5,4
Qсум ±2,2 ±2,5
f±0,02±0,02
Кт=0,5
Фаза А ТПОЛ-10М-3 УХЛ21801
Фаза B ТПОЛ-10М-3 УХЛ21779
ТТКтт=1500/5
Фаза C ТПОЛ-10М-3 УХЛ21780
Фаза АЗНОЛ.06.04-6 У32482
Фаза BЗНОЛ.06.04-6 У32487
Фаза CЗНОЛ.06.04-6 У32511
№ 47958-11
Кт=0,5
ТНКтн=6000:√3/100:√3
№ 3344-08
ПГ=0,2/0,3
ППКЭКппкэ=1
№ 36128-07
PM130P Plus883820
Uab ±0,8 ±1,29
Ib ±0,75 ±5,2
Pсум ±1,1 ±5,4
Qсум ±2,2 ±2,5
f±0,02±0,02
Лист № 5
Всего листов 8
ТТ
6
ТЭЦ, ГРУ-2, 6 СШ,
яч. 35, Ш8Г
PM130P Plus
7
ТЭЦ, ГРУ-2, 6 СШ,
яч. 25, Ш10Г
Окончание таблицы 2
12
3
Кт=0,5
Ктт=2000/5
45678
Фаза АТЛШ-10-1 У3 213
Фаза BТЛШ-10-1 У3208
Фаза CТЛШ-10-1 У3
Фаза А ЗНОЛ.06.04-6 У3
Фаза B ЗНОЛ.06.04-6 У3
Фаза C ЗНОЛ.06.04-6 У3
№ 11077-07
Кт=0,5
ТНКтн=6000:√3/100:√3
№ 3344-08
ПГ=0,2/0,3
ППКЭКппкэ=1
№ 36128-07
209
2728
2505
Uab
2723
Ib
Pсум
883659Qсум
f
±0,8±1,29
±0,75 ±5,2
±1,1 ±5,4
±2,2 ±2,5
±0,02 ±0,02
Кт=0,5
Фаза АТШЛ-10 УТ387
Фаза BТШЛ-10 УТ390
ТТКтт=3000/5
Фаза CТШЛ-10 УТ373
Фаза А ЗНОЛ.06.04-6 У3 8257
Фаза B ЗНОЛ.06.04-6 У3 5346
Фаза C ЗНОЛ.06.04-6 У3 7749
№ 47957-11
Кт=0,5
ТНКтн=6000:√3/100:√3
№ 3344-08
ПГ=0,2/0,3
ППКЭКппкэ=1
№ 36128-07
PM130P Plus883833
Uab ±0,8 ±1,29
Ib ±0,75 ±5,2
Pсум ±1,1 ±5,4
Qсум ±2,2 ±2,5
f±0,02±0,02
Лист № 6
Всего листов 8
Примечания к таблице 2:
1 В качестве характеристик относительной погрешности ИК указаны границы интервала,
соответствующие доверительной вероятности 0,95.
2 Нормальные условия эксплуатации компонентов системы:
параметры сети: напряжение (от 0,99 до 1,01) Uн; сила ток (от 1,0 до 1,2) Iн; cos
j
= 0,87 инд.;
температура окружающей среды: (23±2) °С;
3 Рабочие условия эксплуатации:
Для ТТ и ТН:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uн1; диапазон силы
первичного тока (от 0,01 (0,05) до 1,2) Iн1; коэффициент мощности от cosφ (sinφ) 0,5 до 1,0
(от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 45 до плюс 40 °С;
- относительная влажность воздуха 98 % при 25 °С;
- атмосферное давление от 86,0 до 106,7 кПа.
Для ППКЭ:
- параметры сети: диапазон первичного напряжения (0,9-1,1) Uн1; диапазон силы
первичного тока (от 0,01(0,05) до 1,2) Iн1; коэффициент мощности cosφ (sinφ) от 0,5 до 1,0
(от 0,5 до 0,87); частота (50±0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от минус 20 до плюс 60 °С;
- относительная влажность воздуха не более 95 % без конденсата;
Для аппаратуры передачи и обработки данных:
- параметры питающей сети: напряжение (220±10) В; частота (50±0,2) Гц;
- температура окружающего воздуха от плюс 18 до плюс 25 °С;
- относительная влажность воздуха не более 75 %;
- напряжение питающей сети 0,9Uном до 1,1Uном;
- сила тока от 0,05Iном до 1,2Iном.
4 Относительная погрешность измерений в рабочих условиях указана для силы тока 5%
Iном, cos
j
= 0,5 инд. и температуры окружающего воздуха в месте расположения ППКЭ от 10
до 35 °С.
5 При расчете характеристик погрешности ИК учтена дополнительная относительная
погрешность, вызванная падением напряжения в линии ТН - ППКЭ.
6 Все измерительные компоненты системы утверждены и внесены в Федеральный
информационный фонд по обеспечению единства измерений.
Знак утверждения типа
наносят на титульные листы эксплуатационной документации (в правом верхнем углу)
системы, типографским способом.
Комплектность средства измерений
Комплектность системы представлена в таблице 3.
Таблица 3 - Комплектность системы
Наименование
Тип
№ Госреестра
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы тока
Трансформаторы напряжения
ТПОЛ-10М
ТОЛ-10-IМ
ТЛШ-10-1
ТШЛ-10
ЗНОЛ.06.04-6
47958-11
36307-07
11077-07
47957-11
3344-08
Количество,
шт./экз.
14
1
3
3
21
Лист № 7
Всего листов 8
Наименование
Тип
№ Госреестра
Количество,
шт./экз.
PM130P Plus
36128-07
7
Приборы для измерений показателей
качества и учета электрической энергии
(ППКЭ)
Сервер точного времени
Регистраторы аварийных событий
Сервер ЦППС
Автоматизированные рабочие места
Программный комплекс «КОТМИ-2010»
Методика поверки
Формуляр ТЕ.411711.558 ФО
Метроном-300
АУРА-256
HP Proliant DL380G6
AcerVeritonZ4810G
КОТМИ-2010
—
—
51953-12
—
—
—
—
—
—
1
2
1
3
1
1
1
Поверка
осуществляется по документу МП 65510-16 «Система обмена технологической информацией с
автоматизированной системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ». Методика
поверки», утвержденному ФБУ «Нижегородский ЦСМ» 20 октября 2016 г.
Основные средства поверки:
- трансформаторов тока - в соответствии с ГОСТ 8.217-2003 «ГСИ. Трансформаторы
тока. Методика поверки»;
- трансформаторов напряжения - в соответствии с ГОСТ 8.216-2011 «ГСИ.
Трансформаторы напряжения. Методика поверки» и по МИ 2845-2003 «ГСИ. Измерительные
трансформаторы напряжения 6…35/√3 кВ. Методика поверки на месте эксплуатации»;
- 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»;
- приборы для измерений показателей качества и учета электрической энергии Satec
PM130P Plus - по документу МП 36128-07 «Приборы для измерений показателей качества и
учета электрической энергии PM130P Plus, PM130E Plus, PM130EH Plus. Методика поверки»,
утвержденному ФГУП «ВНИИМС» в 2007 г.
- источник первичный эталонный/сервер времени Метроном-300 - по документу
«Источники первичные эталонные/серверы времени Метроном версий 200, 300, 600, 900, 1000,
2000, 3000. Методика поверки М002-12-СИ МП», утвержденному ГЦИ СИ «СвязьТест» ФГУП
ЦНИИС в 2012 г.
- радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы
Global Positioning System (GPS), Госреестр № 27008-04;
- переносной компьютер с ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;
- термогигрометр CENTER (модель 314): диапазон измерений температуры от минус 20
до плюс 60 °С, дискретность 0,1 °С; диапазон измерений относительной влажности от 10
до 100 %, дискретность 0,1 %.;
-прибордляизмеренияпоказателейкачестваэлектрическойэнергиии
электроэнергетических величин Энерготестер ПКЭ-А. Диапазон измерений: переменного тока
от 0 до 10 А, относительная погрешность ±0,5 %; частоты переменного тока от 45 до 75 Гц,
абсолютная погрешность ±0,01 Гц; активной электрической мощности от 0,01 до 2,25Рн,
относительная погрешность ±0,5 %.
Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение
метрологических характеристик поверяемых СИ с требуемой точностью.
Знак поверки наносится на свидетельство о поверке.
Лист № 8
Всего листов 8
Сведения о методиках (методах) измерений
Метод измерений изложен в документе «Методика измерений электрических величин
с использованием системы обмена технологической информацией с автоматизированной
системой системного оператора (СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ».
Нормативныедокументы,устанавливающиетребованияксистемеобмена
технологической информацией с автоматизированной системой системного оператора
(СОТИАССО) ТЭЦ АО «ЧМЗ»
1 ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие
технические условия».
2 ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизи-
рованные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
3 ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем.
Основные положения».
4 ГОСТ 26.205-88 «Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические
условия».
5 ГОСТ Р МЭК 870-4-93 «Устройства и системы телемеханики. Часть 4. Технические
требования».
6 ГОСТ Р МЭК 61850-3-2005 «Сети и системы связи на подстанциях. Часть 3. Основные
требования».
Изготовитель
Общество с ограниченной ответственностью «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА»
(ООО «ТЕЛЕКОР-ЭНЕРГЕТИКА»)
ИНН 7705803916
Юридический адрес: 115230, г. Москва, Хлебозаводский проезд, д. 7, стр. 9
Почтовый адрес: 121421, г. Москва ул. Рябиновая д. 26, стр. 2
Тел./факс: +7 (495) 795-09-30
Е-mail:
Испытательный центр
Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандарти-
зации, метрологии и испытаний в Нижегородской области» (ФБУ «Нижегородский ЦСМ»)
Адрес: 603950, г. Нижний Новгород, ул. Республиканская, д. 1
Тел./факс: (831) 428-78-78, (831) 428-57-95
Е-mail:
Аттестат аккредитации ФБУ «Нижегородский ЦСМ» по проведению испытаний средств
измерений в целях утверждения типа № 30011-13 от 27.11.2013 г.
Заместитель
Руководителя Федерального
агентства по техническому
регулированию и метрологииС.С. Голубев
М.п.« ___ » _______________ 2016 г.
Готовы поверить данное средство измерений.
Поверка средств измерений.