Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО "ТГК-9". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО "ТГК-9"

Основные
Тип
Год регистрации 2008
Дата протокола 09д2 от 11.08.08 п.43
Класс СИ 34.01.04
Номер сертификата 32470
Примечание 28.10.2013 заменен на 38444-13
Срок действия сертификата . .
Страна-производитель  Россия 
Технические условия на выпуск тех.документация ООО
Тип сертификата (C - серия/E - партия) Е

Назначение

Система информационно-измерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» (АИИС КУЭ), установленная на Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9», г. Пермь, предназначена для измерения количества электрической энергии и мощности, автоматизированного сбора, накопления и обработки информации о генерации, отпуске и потреблении электрической энергии и мощности, хранения и отображения полученной информации, формирования отчетов по отпуску и потреблению электроэнергии для Администратора торговой системы, Системного оператора и смежных участников оптового рынка электроэнергии.

Область применения - измерение, контроль и учет электрической энергии и мощности с целью обеспечения проведения финансовых расчетов Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» на оптовом рынке электроэнергии.

Описание

АИИС КУЭ представляет собой многофункциональную, трехуровневую систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.

АИИС КУЭ решает следующие задачи:

- измерение 30-минутных приращений активной и реактивной электроэнергии;

- периодический (1 раз в сутки) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений электроэнергии с заданной дискретностью учета (30 мин.);

- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных) и от несанкционированного доступа;

- передача в организации-участники оптового рынка электроэнергии результатов измерений;

- предоставление по запросу контрольного доступа к результатам измерений, данных о состояний объектов и средств измерений со стороны сервера организаций-участников оптового рынка электроэнергии;

- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.д.);

- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств АИИС КУЭ;

- конфигурирование и настройка параметров АИИС КУЭ;

- ведение системы единого времени в АИИС КУЭ (коррекция времени).

АИИС КУЭ включает в себя следующие уровни:

Первый уровень включает в себя 65 измерительно-информационных комплексов точек учета электроэнергии (ИИК ТУ), предназначенных для измерения и учета электрической энергии и мощности и построенных на базе следующих средств измерений, внесенных в Государственный реестр средств измерений:

- измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 7746;

- измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 1983;

- счетчиков электрической энергии многофункциональных типа СЭТ-4ТМ.03, входящих в состав комплекса программно-технического измерительного «ЭКОМ» (№ 19542-05 в Государственном реестре средств измерений).

Второй уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс электроустановки (ИВКЭ) в состав которого входят:

- технические средства приёма-передачи данных (каналообразующей аппаратуры);

- комплекс программно-технический измерительный «ЭКОМ», включающий в себя устройство сбора и передачи данных (УСПД) «ЭКОМ-ЗООО» (№ 17049-04 в Государственном реестре средств измерений), обеспечивающее интерфейс доступа к ИИК ТУ и к информационно-вычислительному комплексу (ИВК).

Третий уровень АИИС КУЭ включает в себя информационно-вычислительный комплекс (ИВК) (информационный уровень) который состоит из:

- технических средств для организации локальной вычислительной сети, разграничения прав доступа к информации, приёма-передачи данных (каналообразующая аппаратура);

- компьютера в серверном исполнении (сервер баз данных) и автоматизированных рабочих мест (АРМ) для обеспечения функции сбора и хранения результатов измерений, отображения результатов измерений и технологической информации АИИС КУЭ.

Система обеспечения единого времени (СОЕВ) на базе GPS-приемника сигналов точного времени (мод. АСЕ III GPS) обеспечивает синхронизацию времени на всех уровнях АИИС КУЭ.

Первый уровень АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое проведение измерений в точках измерений. Измерительные трансформаторы тока и напряжения АИИС КУЭ преобразуют входные токи и напряжения в аналоговые сигналы низкого уровня, которые по проводным линиям связи поступают на соответствующие входы соответствующего электронного счетчика электрической энергии. Счетчик электрической энергии с заданной периодичностью измеряет входные значения токов и напряжений и использует полученные значения для расчета средней за период активной и полной мощности. Средняя за период реактивная мощность вычисляется по средним за период значениям активной и полной мощности. Полученные результаты интегрируются на получасовых интервалах и сохраняются во внутреннем формате в памяти счетчика с привязкой к текущему времени (профили нагрузки).

Цифровой сигнал с выходов счетчиков поступает на вход УСПД, которое выполняет следующие функции:

- сбор измерительной и диагностической информации с ИИК ТУ;

- контроль достоверности измерительной информации;

- ведение журнала событий УСПД;

- предоставление доступа к собранной информации и журналам событий;

- периодическую синхронизацию времени в УСПД и в обслуживаемых УСПД счетчиках электроэнергии.

Среднюю активную/реактивную электрическую мощность и приращение активной/реактивной электрической энергии на интервале времени усреднения 30 минут для каждого ИИК ТУ вычисляют путем умножения данных профиля нагрузки счетчика этого ИИК ТУ за рассматриваемый получасовой интервал на соответствующие коэффициенты.

Второй уровень АИИС КУЭ обеспечивает:

- диагностику работы технических средств;

- хранение данных о состоянии средств измерений;

- предоставление пользователям и эксплуатационному персоналу регламентированного доступа к данным;

- аппаратную и программную защиту от несанкционированного изменения параметров и любого изменения данных.

Третий уровень АИИС КУЭ обеспечивает:

- автоматический сбор и хранение результатов измерений;

- автоматическую диагностику состояния средств измерений;

- контроль достоверности результатов измерений;

- замещение отсутствующей измерительной информации;

- формирование архива измеренных величин;

- формирование архива технической и диагностической информации;

- доступ к коммерческой информации;

- доступ к технологической и диагностической информации;

- формирование сальдо по электропотреблению;

- контроль за состоянием программно-технических средств АИИС;

- подготовка отчета в XML-формате для передачи требуемых данных в НП «АТС» по электронной почте;

- заверение подготовленного отчета электронно-цифровой подписью и отправка его в НП «АТС» по электронной почте;

- доступ ИАСУ КУ НП «АТС» к информации АИИС в рамках процедуры технического контроля.

СОЕВ АИИС КУЭ обеспечивает автоматическое измерение времени и ведение календаря с помощью внутренних таймеров счетчиков, УСПД и сервера баз данных. Синхронизация времени в УСПД осуществляется по сигналам точного времени, принимаемым через GPS-приемник, входящего в состав УСПД. GPS-приемник считывает единое астрономическое время по Гринвичу. В УСПД используется программа, корректирующая полученное время согласно часовому поясу. Время УСПД синхронизировано со временем GPS-приемника: сравнение времени GPS-приемника со временем УСПД происходит ежесекундно, погрешность синхронизации не более 0,1 с. УСПД осуществляет коррекцию времени сервера баз данных и счетчиков электрической энергии. Сличение времени сервера баз данных со временем УСПД осуществляется каждые 2 мин, при расхождении времени сервера баз данных и УСПД на ± 2 с происходит корректировка времени сервера баз данных. Сличение времени счетчиков электрической энергии со временем УСПД осуществляется каждые 30 мин, при расхождении времени счетчика со временем УСПД на ± 3 с происходит корректировка времени счетчика, но не чаще чем 1 раз в сутки.

Журналы событий счетчиков электроэнергии и УСПД АИИС КУЭ отражают время коррекции (дата, часы, минуты) часов указанных устройств и расхождение времени в секундах корректируемого и корректирующего устройства в момент времени, непосредственно предшествующий корректировке.

Технические характеристики

Общее количество ИК в составе АИИС КУЭ - 161.

Перечень ИК АИИС КУЭ с указанием непосредственно измеряемой величины, наименования объекта, наименования присоединения, типов и классов точности измерительных трансформаторов и счетчиков электрической, входящих в состав ИК, номера регистрации средства в Государственном реестре средств измерений представлен в таблице 1.

Предел допускаемого значения относительной погрешности передачи и обработки данных                                               ±0,01%.

Предел допускаемого значения относительной погрешности вычисления приращения электрической энергии                                               ± 0,01 %.

Предел допускаемого значения относительной погрешности вычисления средней мощности                                                    ±0,01%.

Предел допускаемой относительной погрешности накопления информации по группам                                                         ± 0,01 %.

Предел допускаемого значения абсолютной погрешности определения текущего времени                                                               ± 5 с.

Пределы относительной погрешности ИК при измерениях электрической энергии и средней мощности*) при доверительной вероятности 0,95:

- для ИК №№ 7, 57, 59                                     ± 0,8 %;

- дляИК№№ 1,3, 5, 8,9, И, 13, 15, 17, 19,21,23,25,27,29,31,33,35,37,39,41,43,45, 47, 49, 51, 53, 55, 58, 60, 61, 63, 65, 67, 69, 71, 73, 75, 77, 79, 81, 83, 85, 87, 89, 91, 93, 95, 97, 99, 101, 103, 105, 107, 109, 111, 113, 115, 117, 119, 121, 123, 125, 127-131, 133, 134, 136, 138, 140, 142, 144, 146, 148, 150, 152, 154, 156, 158, 160                              ± 0,9 %;

- для ИК №№ 2, 4, 6, 10, 12, 14, 16, 18, 20, 22, 24, 26, 28, 30, 32, 34, 36, 38, 40, 42, 44, 46, 48, 50, 52, 54, 56, 62, 64, 66, 68, 70, 72, 74, 76, 78, 80, 82, 84, 86, 88, 90, 92, 94, 96, 98, 100, 102, 104, 106, 108, 110, 112, 114, 116, 118, 120, 122, 124, 126, 132, 135, 137, 139, 141, 143, 145, 147, 149, 151, 153, 155, 157, 159, 161                                               ± 1,1 %.

Условия эксплуатации АИИС КУЭ:

- напряжение электропитания - стандартная сеть переменного тока частотой 50 Гц и напряжением 220 В;

- мощность, потребляемая отдельным компонентом АИИС КУЭ, не более 50 Вт;

- температура окружающей среды для измерительных трансформаторов и счетчиков АИИС КУЭ в соответствии с эксплуатационной документацией на эти средства;

- температура окружающей среды для УСПД, сервера баз данных и АРМ АИИС КУЭ от 10 до 40 °C.

-----—---—-----------------------------------------------

Представленное значение получено расчетным путем на основании значений составляющих погрешности ИК в предположениях: условия эксплуатации - нормальные, измеряемые токи и напряжения равны номинальным, фазовый угол между измеряемыми током и напряжением равен 0 или л/2 при измерении активной или реактивной энергии соответственно. В случае отклонения условий измерений от указанных, предел относительной погрешности измерения для каждого ИК может быть рассчитан согласно соотношениям, приведенным в методике поверки МП 75-263-2007.

Таблица 1

№ ИИК ТУ

№ ИК

Измеряемая энергия и мощность

Наименование объекта (электростанция, подстанция); наименование присоединения

Типы (обозначение) средств измерений, входящих в состав ИК; класс точности; № Государственного реестра; зав. №; коэффициент трансформации

1

2

3

4

5

Iенерация

1

1

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ 6 кВ яч. № 4 ТГ1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063169

ТЛШ-10 (ТЛШ-Ю-УЗ); 0,5S; № 11077-03; № 5101, № 1452, № 1465; 4000/5 НОЛ.08 (НОЛ.08-6 УТ2); 0,5; № 3345-04; № 658, № 649; 6000/100

2

реактивная отдача

2

3

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ 6 кВ яч. № 18 ТГ2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064053 ТПШФ; 0,5; № 519-50; № 116359, № 105026, № 116358; 4000/5 НОЛ.08 (НОЛ.08-6 УТ2); 0,5; № 3345-04; № 654, № 664; 6000/100

4

реактивная отдача

3

5

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ 6 кВ яч. № 34 ТГЗ

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064111

ТЛШ-10 (ТЛШ-Ю-УЗ); 0,5S; № 11077-03; № 1466, № 1451, № 1467; 4000/5 НОЛ.08 (НОЛ.08-6 УТ2); 0,5; № 3345-04; № 19864, № 19867; 6000/100

6

реактивная отдача

4

7

активная отдача

ПТЭЦ-9 ТГ6

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063010 ТШВ15 (ТШВ-15); 0,2; № 5718-76; № 5, № 9, № 4; 6000/5 ЗНОЛ.06 (ЗНОЛ.06-Ю УЗ); 0,5; № 3344-04; № 8916, № 8806, № 8914; 10000/100

8

реактивная отдача

5

9

активная отдача

ПТЭЦ-9 ТГ7

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063163 ТШВ-15; 0,5; № 1836-63; № 2348, № 2355, № 2352; 6000/5 НТМИ-10; 0,5; № 831-53; № 1713; 10000/100

10

реактивная отдача

6

11

активная отдача

ПТЭЦ-9 ТГ9

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062100

ТШЛ20-1 (ТШЛ-20-1); 0,5; № 4016-74; № 1742, № 3129, № 2748; 8000/5 3HOM-15-63; 0,5; № 1593-70; № 31698, № 30987, № 31699; 10000/100

12

реактивная отдача

7

13

активная отдача

ПТЭЦ-9 ТГ10

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062208 ТШВ-15; 0,5; № 1836-63; № 73, № 83, № 72; 8000/5 3HOM-15-63; 0,5; № 1593-70; № 31114, № 28801, № 31719; 6000/100

14

реактивная отдача

8

15

активная отдача

ПТЭЦ-9 ТГ11

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064068

ТШВ15Б (ТШВ-15Б); 0,5; № 5719-76; № 309, № 554, № 546; 8000/5 3HOM-15-63; 0,5; № 1593-70; № 41586, № 41580, № 37756; 10000/100

16

реактивная отдача

Переток

9

17

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 1 яч. №12 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-Устиново

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064061 ТВУ-110-II (ТВУ-110); 0,5; № 3182-72; № 11071/3328, № 10750/748, № 10999/3991; 1000/5

НКФ-110; 0,5; № 26452-04; № 4972, № 4921, № 4950; 110000/100

18

реактивная отдача

19

активная прием

20

реактивная прием

17

49

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 1 яч. №4 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-Югокамск

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064025 ТВУ-110-П (ТВУ-110); 0,5; № 3182-72; № 4013/3328, № 8679/748, № 11044/3991; 1000/5

50

реактивная отдача

51

активная прием

52

реактивная прием

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5 ____________________________________________________________________________________1

10

21

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 1 яч. №14 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-Химкомплек

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064033

ТВ-110/20ХЛ (ТВ-110)/ ТВУ-110-11 (ТВУ-110); 0,5; № 4462-74/3182-72; № 8882/3328, № 3329/748, № 1429/3991;

1000/5

НКФ110-83У1 (НКФ-110-83); 0,5; № 1188-84; №60612, № 55280, №45938; 110000/100

22

реактивная отдача

23

активная прием

24

реактивная прием

11

25

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 1 яч. №16 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-Владимирская

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064005 ТВУ-110-11 (ТВУ-110); 0,5; № 3182-72; № 2506/3328, № 851/748, № 1530/3991; 1000/5

26

реактивная отдача

27

активная прием

28

реактивная прием

16

45

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 1 яч. №2 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-Гляденово

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064054 ТВУ-110-П (ТВУ-110); 0,5; № 3182-72; № 10783/3328, № 8715/748, № 2336/3991; 1000/5

46

реактивная отдача

47

активная прием

48

реактивная прием

18

53

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 1 яч. №10 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-Малиновская

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063162 ТВУ-110-П (ТВУ-110); 0,5; № 3182-72; № 2802/3328, № 747/748, № 361/3991; 1000/5

54

реактивная отдача

55

активная прием

56

реактивная прием

12

29

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 2 яч. №4 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-ПТЭЦ 6 ЛЭП1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064035 ТВ-110/20ХЛ (ТВ-110); 0,5; № 4462-74; № 9142, № 9159, № 9848; 1000/5

НКФ-110-57 У1 (НКФ-110-57); 0,5; № 14205-94; № 1036174, № 1033820, № 1036141; 110000/100

30

реактивная отдача

31

активная прием

32

реактивная прием

14

37

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 2 яч. № 9 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-Машиностроитель I

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064046 ТВ-110/20ХЛ (ТВ-110); 0,5; № 4462-74; № 1620, № 1627, № 1831; 1000/5

38

реактивная отдача

39

активная прием

40

реактивная прием

19

57

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 2 яч. № 2 Реакторная связь

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062154 ТВ (ТВ-110-IX УХЛ1; ТВ-110-IX УХЛ2;

ТВ-110-1Х-1000/5УХЛ1); 0,2S; № 19720-06; № 21, № 9, № 13; 1000/5

58

реактивная отдача

59

активная прием

60

реактивная прием

13

33

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 2 яч. № 5 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-ПТЭЦ 6 ЛЭП2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062189 ТВ-110/20ХЛ (ТВ-110); 0,5; № 4462-74; № 8961, № 8992, № 9036; 1000/5

НКФ-110-57 У1 (НКФ-110-57); 0,5; № 14205-94; № 1036188, № 1033199, № 1036191; 110000/100

34

реактивная отдача

35

активная прием

36

реактивная прием

15

41

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ 110 кВ № 2 яч. №8 ВЛ-110 ПТЭЦ 9-Машиностроитель II

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062104 ТВ-110/20ХЛ (ТВ-110); 0,5; № 4462-74; № 1578, № 1584, № 1808; 1000/5

42

реактивная отдача

43

активная прием

44

реактивная прием

п

родолжение таблицы 1

1

2

3

4

5 _______________________________________________________L

20

61

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 1 КЛ-35 кВ ПТЭЦ 9-ЦРП 3 раб.

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063054 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 10306, № 10311; 600/5

3HOM-35 (3HOM-35-54); 0,5; № 912-54; № 669469, № 669418, № 669468; 35000/100

62

реактивная отдача

22

65

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 9 ВЛ-35 кВ ПТЭЦ 9-ЦРП-5-

6, Ф-1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063217 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 10448, № 10442; 600/5

66

реактивная отдача

24

69

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 12 КЛ-35 кВ ПТЭЦ 9-ЦРП1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064026 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 908, № 870; 600/5

70

реактивная отдача

25

71

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 15 КЛ-35 кВ ПТЭЦ 9-ЦРП2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062185 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 869, № 871; 600/5

72

реактивная отдача

27

75

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 13 ВЛ-35 кВ ПТЭЦ 9-Водозабор

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063231 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 618, № 611; 600/5

76

реактивная отдача

29

79

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 19 ВЛ-35 кВ ПТЭЦ 9-Первомайская I

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064083 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 722, № 549; 600/5

80

реактивная отдача

31

85

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 2 Трансформатор связи № 1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062168 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 10145, № 9866; 1000/5

86

реактивная отдача

87

активная прием

88

реактивная прием

21

63

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 3 КЛ-35 кВ ПТЭЦ 9-ЦРПЗ рез.

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063096 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 10305, № 10436; 600/5

3HOM-35 (3HOM-35-54); 0,5; №912-54; №669431, № 669450, № 669453; 35000/100

64

реактивная отдача

23

67

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35кВ яч.№11 ВЛ-35кВ ПТЭЦ9-ЦРП-5-6, Ф-2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105061043 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 9707, № 10444; 600/5

68

реактивная отдача

26

73

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 5 ВЛ-35 кВ ПТЭЦ 9-Лобанове

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062150 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 9788, № 9783; 600/5

74

реактивная отдача

28

77

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 17 ВЛ-35 кВ ПТЭЦ 9-Первомайская II

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063121 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 651, № 653; 600/5

78

реактивная отдача

33

93

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 4 Трансформатор связи № 2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062231 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 13358, № 13359; 1000/5

94

реактивная отдача

95

активная прием

96

реактивная прием

35

101

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 7 Трансформатор связи № 8

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063224 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 742, № 913; 600/5

102

реактивная отдача

103

активная прием

104

реактивная прием

36

105

активная отдача

ПТЭЦ-9 ЗРУ-35 кВ яч. № 16 Трансформатор связи № 10

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063182 ТФНД-35М (ТФНД-35); 0,5; № 3689-73; № 15875, № 9844, №9841; 1500/5

106

реактивная отдача

107

активная прием

108

реактивная прием

п

родолжение таблицы 1

1

2

3

4

5                                                                                       1

30

81

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 11 Трансформатор связи № 1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063063 ТПШФ-20; 0,5; № 519-50; № 105606, № 105614, № 105605; 3000/5 НОМ-6; 0,5; № 159-49; № 10076, № 2046; 6000/100

82

реактивная отдача

83

активная прием

84

реактивная прием

32

89

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 27 Трансформатор связи №2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062119 ТПШЛ-10; 0,5; № 1423-60; № 126245, № 404, № 126071; 3000/5 НОМ-6; 0,5; № 159-49; № 4190, № 49605; 6000/100

90

реактивная отдача

91

активная прием

92

реактивная прием

34

97

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 35 Трансформатор связи № 4

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; Кв 0105063199 ТПШФ-20; 0,5; Кв 519-50; Кв 116093, Кв 116087, Кв 116082; 3000/5 НОМ-6; 0,5; Кв 159-49; К» 2787, Кв 2901; 6000/100

98

реактивная отдача

99

активная прием

100

реактивная прием

Собственное потребление

НТМИ-6; 0,5; Кв 380-49; Кв 11061; 6000/100

37

109

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 10 Раб. питание I сек. ФСН № 1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; Кв 0105064007

ТПОФ; 0,5; Кв 518-50; Кв 113264, Кв 113074; 1000/5

110

реактивная отдача

38

111

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 5 Раб. питание П-Ш сек. ФСН № 2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; Кв 0105063142

ТПОФ; 0,5; Кв 518-50; Кв 113250, Кв 113758; 1000/5

112

реактивная отдача

41

117

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 14 Раб. питание VII сек. ФСН № 7

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; Кв 0105062111 ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю УЗ); 0,5S; Кв 1261-02; Кв 1069, Кв 1070; 1000/5

118

реактивная отдача

42

119

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч № 2 Раб. питание VIII-IX сек. ФСН № 8

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; № 0105062159 ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю УЗ); 0,5S; Кв 1261-02; Кв 1071, Кв 1072; 1000/5

120

реактивная отдача

Потребители

52

134

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 1 КП-1 Ф-1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; Кв 0105062096

ТПОЛ-Ю; 0,5; Кв 1261-59; Кв 4578, Кв 1332; 1000/5

135

реактивная отдача

58

146

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 3 КП-3 Ф-1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; Кв 0105063215 ТПОЛ-Ю; 0,5; Кв 1261-59; Кв 930, Кв 912; 1500/5

147

реактивная отдача

60

150

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч № 12 КП-4 Ф-1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; Кв 0105062182 ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю УЗ); 0,5; Кв 1261-02; Кв 3217, № 1549; 1000/5

151

реактивная отдача

62

154

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 6 РТП-89, Ф-1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; Кв 0105064088

ТПОЛ-Ю; 0,5; Кв 1261-59; Кв 29409, Кв 4579; 1000/5

155

реактивная отдача

65

160

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 9 Пеноплекс

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; Кв 27524-04; Кв 0105062190 ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю); 0,5; Кв 1261-02; Кв 4778, Кв 4754, Кв 4752; 600/5

161

реактивная отдача

Продолжение таблицы 1

1

2 I             3

1                                             4                                             I                                                                              5

Собственное потребление

39

113

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 42 Раб. питание IV-V сек. ФСН № 4

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 010506'

ТПОФ; 0,5; № 518-50; № 139085, № 139127; 1С

114

реактивная отдача

40

115

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 37 Раб. питание VI сек. ФСН №5

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 010506'

ТПОФ; 0,5; № 518-50; № 149845, № 149852; 1С

116

реактивная отдача

43

121

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 41 Раб. питание X-XI сек. ФСН № 9

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062

ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю УЗ); 0,5S; № 1261-02; № 1073,           <■ п < х, юп лп

mno/s                   НТМИ-6; 0,5; № 380-49;

IOUO/J                      „     лплА/шл

122

реактивная отдача

Потребители

54

138

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 36 КП-1 Ф-3

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062

ТПОЛ-Ю; 0,5; № 1261-59; № 13620, № 19208; 1

139

реактивная отдача

56

142

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 38 КП-2 Ф-2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 010506;

ТПОФ (ТПОФ-10); 0,5; № 518-50; № 131929, № 138

143

реактивная отдача

64

158

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 43 ЖБК-2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062

ТПФМ-10; 0,5; № 814-53; № 04189, № 11616; 3

159

реактивная отдача

Собственное потребление

44

123

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 21 Рез. питание I-V сек. ФСН №3

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 010506;

ТПОФ; 0,5; № 518-50; № 113069, № 113760; 10

124

реактивная отдача

45

125

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 30 Рез. питание VI-XI сек. ФСН № 6

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0108062

ТПОФ; 0,5; № 518-50; № 144186, № 144203; 10

126

реактивная отдача

Потребители

53

136

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 19 КП-1 Ф-2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062

ТПОЛ-Ю; 0,5; № 1261-59; № 19404, № 73542; И

137

реактивная отдача

55

140

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 20 КП-2 Ф-1

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062 НТМИ-6; 0,5; № 380-49;

ТПОЛ-Ю; 0,5; № 1261-59; № 2289, № 6525; 10'       № 867; 6000/100

141

реактивная отдача

57

144

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 22 КП-2 Ф-3

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062

ТПОЛ-Ю; 0,5; № 1261-59; № 2279, № 2271; 10'

145

реактивная отдача

59

148

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 25 КП-3 Ф-2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062

ТПОЛ-Ю; 0,5; № 1261-59; № 1420, № 1419; 15'

149

реактивная отдача

61

152

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 26 КП-4 Ф-2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062

ТПОЛ-Ю; 0,5; № 1261-59; № 13320, № 13625; И

153

реактивная отдача

63

156

активная отдача

ПТЭЦ-9 ГРУ-6 кВ яч. № 28 РТП-89 Ф-2

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105062

ТПОЛ-Ю; 0,5; № 1261-59; № 19086, № 19919; И

157

реактивная отдача

Собственное потребление

46

127

активная отдача

ПТЭЦ-9 КРУ-6 кВ яч. № 194 Раб. питание XII сек.

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27505063245

ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю-3 УЗ); 0,5S; № 12696, № 13892; 1500/5 ЗНОЛ.06 (ЗНОЛ.06-6 УЗ); 0,5; № 3344-04; №3144, № 13143; 6000/100

47

128

активная отдача

ПТЭЦ-9 КРУ-6 кВ яч. № 214 Раб. питание XIII сек.

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27505061078

ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю-3 УЗ); 0,5S; № 12698, № 13895; 1500/5 ЗНОЛ.06 (ЗНОЛ.06-6 УЗ); 0,5; № 3344-04; №2753, № 22755; 6000/100

Продолжение таблицы 1

1

2

3

4

5

48

129

активная отдача

ПТЭЦ-9 КРУ-6 кВ яч. № 190 Рез. питание XIII, XV сек.

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063227

ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю-З УЗ); 0,5S; № 1261-02; № 13894, № 13891; 1500/5 НОМ-6; 0,5; № 159-49; № 5396, № 5625; 6000/100

49

130

активная отдача

ПТЭЦ-9 КРУ-6 кВ яч. № 186 Рез. питание XII, XIV, XVI сек.

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064069

ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю-З УЗ); 0,5S; № 1261-02; № 13897, № 13893; 1500/5 НОМ-6: 0.5: № 159-49: № 5399. № 5305: 6000/100

50

131

активная отдача

ПТЭЦ-9 Реакторная отпайка ТГ-10 Раб. питание XIV-XV сек.

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105063156

ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю-З УЗ); 0,5S; № 1261-02; № 14141, № 14140; 2000/5 3HOM-15-63; 0,5; № 1593-70; № 31109, № 29621, № 31023; 6000/100

132

реактивная отдача

51

133

активная отдача

ПТЭЦ-9 КРУ-6 кВ яч. № 298 Раб. питание XVI сек.

СЭТ-4ТМ.03; 0,2S/0,5; № 27524-04; № 0105064014

ТПОЛ 10 (ТПОЛ-Ю УЗ); 0,5S; № 1261-02; № 14138, № 14139; 1500/5 ЗНОЛ.06 (ЗНОЛ.06-6 УЗ); 0,5; № 3344-04; № 22863, № 22860, № 22931; 6000/100

УСПД «ЭКОМ-ЗООО»; № 17049-04; № 07061341

Примечание - Допускается замена измерительных трансформаторов и счетчиков на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных выше. Допускается замена УСПД на однотипный утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АИИС КУЭ как его неотъемлемая часть.

Показатели надежности компонентов АИИС КУЭ:

- средняя наработка на отказ счетчика электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 90 000 ч;

- средний срок службы счетчика электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 30 лет;

- средняя наработка на отказ УСПД не менее 75 000 ч;

- срок службы УСПД не менее 30 лет.

Надежность системных решений:

- резервирование питания УСПД с помощью источника бесперебойного питания и АВР;

- резервирование каналов связи: информация о результатах измерений может передаваться в организации-участники оптового рынка электроэнергии по электронной почте.

Регистрация событий:

- в журнале события счетчика:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени в счетчике;

- журнал УСПД:

- параметрирования;

- пропадания напряжения;

- коррекции времени вУСПД.

Защищенность применяемых компонентов:

- механическая защита от несанкционированного доступа и опломбирование:

- электросчетчика;

- промежуточных клеммников вторичных цепей напряжения;

- испытательной коробки;

- УСПД;

- сервера;

- защита информации на программном уровне:

- результатов измерений (при передаче, возможность использования цифровой подписи);

- установка пароля на счетчик;

- установка пароля на УСПД;

- установка пароля на сервер.

Глубина хранения информации:

- электросчетчик - тридцатиминутный профиль нагрузки в двух направлениях не менее 100 суток; при отключении питания - не менее 10 лет;

- УСПД - суточные данные о тридцатиминутных значениях электропотребления по каждому каналу и электропотребление за месяц по каждому каналу - 100 суток (функция автоматизирована); сохранение информации при отключении питания - 3 года;

- ИВК - хранение результатов измерений и информации состояний средств измерений за весь срок эксплуатации системы.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится типографическим способом на титульные листы эксплуатационной документации АИИС КУЭ.

Комплектность

Комплектность АИИС КУЭ определяется проектной документацией на АИИС КУЭ. В комплект входит техническая документация на АИИС КУЭ и на комплектующие средства измерений, а также методика поверки МП 75-263-2007.

Поверка

Поверка АИИС КУЭ проводится по документу «ГСП. Система информационноизмерительная коммерческого учета электроэнергии автоматизированная Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9». Методика поверки МП 75-263-2007», утвержденному ФГУП «УНИИМ» в мае 2008 г.

Перечень основных средств поверки:

- средства поверки измерительных трансформаторов напряжения по ГОСТ 8.216;

- средства поверки измерительных трансформаторов тока по ГОСТ 8.217;

- средства поверки счетчиков электрической энергии типа СЭТ-4ТМ.03 в соответствии с методикой поверки ИЛ1 Ш.411152.124 РЭ1;

- средства поверки УСПД «ЭКОМ-3000» в соответствии с методикой поверки МП 26-262-99;

- радиоприемник сигналов точного времени УКВ диапазона по ГОСТ 5651;

- переносной компьютер «NoteBook», с установленным комплектом программных средств, и устройство сопряжения оптическое.

Межповерочный интервал 4 года.

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

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

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

ГОСТ 22261-94 «Средства измерений электрических и магнитных величин. Общие технические условия»;

ГОСТ Р 52323-2005 (МЭК 62053-22: 2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 22. Статические счетчики активной энергии классов точности 0,2S и 0,5S»;

ГОСТ Р 52425-2005 (МЭК 62053-23: 2003) «Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 23. Статические счетчики реактивной энергии»;

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» (АИИС КУЭ ПТЭЦ-9). Техническое задание 402.1.01.ЭТ.ТЗ;

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учета электроэнергии Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» (АИИС КУЭ ПТЭЦ-9). Дополнения к техническому заданию 402.1.01 .ЭТ.ТЗ.3.

Заключение

Тип системы информационно-измерительной коммерческого учета электроэнергии автоматизированной Пермской ТЭЦ-9 филиала ОАО «ТГК-9» утвержден с техническими и метрологическими характеристиками, приведенными в настоящем описании типа и метрологически обеспечен в эксплуатации.

Развернуть полное описание