| Номер в госреестре | 52331-12 |
| Наименование СИ | Каналы измерительно-информационные узлов учета №№ 108 - 124 системы приборного учета (системы автоматизированной комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги |
| Изготовитель | ЗАО "Отраслевой центр внедрения новой техники и технологий", г.Москва |
| Год регистрации | 2012 |
| МПИ (интервал между поверками) | 4 года |
| Описание типа | скачать |
Каналы измерительно-информационные узлов учета №№ 108 - 124 системы приборного учета (системы автоматизированной комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги (далее - ИИК узлов учета №№ 108 - 124) предназначены для измерений количества теплоты (тепловой энергии) в водяных системах теплоснабжения, объемного расхода холодной воды и природного газа, для осуществления автоматизированного коммерческого и технического учета и контроля потребления количества теплоты (тепловой энергии), теплового потока (тепловой мощности) в водяных системах теплоснабжения, объемного расхода холодной воды и природного газа, а также контроля режимов работы технологического и энергетического оборудования, регистрации параметров энергопотребления и выработки, формирования отчетных документов и передачи информации в энергоснабжающую организацию в рамках согласованного регламента в составе системы приборного учета (системы автоматизированной комплексного учета топливноэнергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги (Госреестр № 5029512).
Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих и технических расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
ИИК узлов учета №№ 108 - 124, построенные на основе ПТК «ЭКОМ» (Госреестр № 19542-05), сгруппированы в подсистемы учета:
- тепловой энергии (ТЭ);
- природного газа;
- холодного водоснабжения (ХВС).
Подсистема учета тепловой энергии (ТЭ) состоит из следующих измерительных информационных каналов (ИИК):
- тепловой энергии воды;
- объемного и массового расхода теплоносителя (воды);
- температуры воды.
Подсистема учета природного газа состоит из следующих измерительных информационных каналов (ИИК):
- объемного расхода природного газа, приведенного к нормальным условиям;
- объемного расхода природного газа в рабочих условиях;
- температуры природного газа.
Подсистема учета холодного водоснабжения (ХВС) состоит из измерительных информационных каналов (ИИК) объемного и массового расхода теплоносителя (воды).
ИИК узлов учета №№ 108 - 124 являются сложными трех уровневыми структурами с централизованным управлением и распределенной функцией измерения.
Нижний уровень представляет собой совокупность узлов учета. Узлы учета состоят из измерительных комплексов (ИК), каждый из которых включает средства измерений физических величин, внесенных в Государственный реестр средств измерений РФ (Федеральный информационный фонд по обеспечению единства измерений).
ИК обеспечивают измерения, вычисления и сохранение в архиве контролируемых параметров.
Средний уровень представляет собой информационный комплекс сбора и передачи данных структурного подразделения (ИКП). Средний уровень обеспечивает передачу измерительной информации от узлов учета к верхнему уровню ИИК узлов учета №№ 108 - 124. ИКП включает в себя: устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-3000 (Госреестр № 17049-09, заводской номер 09102976) с устройством синхронизации системного времени (УССВ), устройства передачи данных УПД-2, а так же совокупность аппаратных, каналообразующих и программных средств, выполняющих сбор информации с нижних уровней, ее обработку и хранение.
Верхний уровень (информационно-вычислительный) представляет собой информационно-вычислительный комплекс ИИК узлов учета №№ 108 - 124 (ИВКС). Верхний уровень обеспечивает индикацию, хранение в архивах и вывод на печать измерительной информации.
В состав ИВКС входят:
- сервер;
- автоматизированные рабочие места (АРМы);
- каналообразующие аппаратные средства.
На сервере установлена система управления базой данных (СУБД) MS SQL Server-2008 Standard Edition, поддерживающая одновременную работу до 15 пользователей и специализированный программный комплекс "Энергосфера".
Каждый измерительно-информационный канал (ИИК) представляет собой совокупность ИК, ИКП и ИВКС.
Подсистема учета ТЭ состоят из ИИК, относящихся к узлам учета №№ 108 - 112, 118,
119, 122, и используют датчики физических параметров и приборов учета энергоресурсов на базе: теплосчетчиков КМ-5, комплектов термометров сопротивления платиновых КТС-Б.
Подсистема учета ХВС состоит из ИИК, относящихся к узлам учета №№ 113 - 117, 123, 124, и использует датчики физических параметров и приборов учета энергоресурсов на базе счетчиков-расходомеров РМ-5-Т.
Подсистема учета природного газа состоит из ИИК, относящихся к узлам учета №№
120, 121, и использует комплекс для измерения количества газа СГ-ТК.
Таблица 2 содержит сведения о количестве комплексных узлов учета, виде средства измерения, входящего в конкретный ИК, диспетчерское наименование и технические характеристики узлов учета.
В ИИК, относящихся к узлам учета №№ 108 - 119, 122 - 124, ИКП включает в себя устройства передачи данных УПД-2 и устройство сбора и передачи данных ЭКОМ-3000. Информационный обмен между ЭКОМ-3000 и ИВКС (сервером) организован посредством локальной сети Ethernet. Подключение ЭКОМ-3000 к СПД ОАО «РЖД» производится через коммутатор Cisco ASA 5505 ASA5505-UL-BUN-K8. В ИИК, относящихся к узлам учета №№ 120, 121, ИКП включает в себя устройства передачи данных УПД-2, через которые осуществляется прямая передача результатов измерений на ИВКС (сервер) посредством прозрачного доступа по коммутируемому GSM-каналу (протокол CSD).
Обмен данными между сервером системы и автоматизированными рабочими местами (АРМ) специалистов обеспечивается с помощью сети передачи данных (СПД) ОАО «РЖД». Подключение сервера к СПД ОАО «РЖД» производится через коммутатор Cisco ASA 5505 ASA5505 -UL-BUN-K8.
В ИИК узлов учета №№ 108 - 124 решены следующие задачи:
- измерение часовых приращений параметров энергопотребления;
- периодический (1 раз в час) и/или по запросу автоматический сбор привязанных к единому календарному времени результатов измерений приращений параметров энергопотребления;
- хранение результатов измерений в специализированной базе данных, отвечающей требованию повышенной защищенности от потери информации (резервирование баз данных);
- передача результатов измерений в энергоснабжающую организацию в рамках согласованного регламента;
- обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.);
- диагностика и мониторинг функционирования технических и программных средств;
- конфигурирование и настройка параметров ИИК;
- ведение системы единого времени (коррекция текущего значения времени и даты часов компонентов ИИК);
- передача и хранение журналов событий теплосчетчиков, тепловычислителей и сервера.
Принцип действия:
Измерения объемного и массового расхода теплоносителя, количества теплоты (тепловой энергии), в открытых и закрытых системах водяного теплоснабжения проводится с помощью теплосчетчиков и счетчиков-расходомеров.
На узлах учета тепловой энергии используют теплосчетчики КМ-5.
Принцип работы теплосчетчика КМ-5 состоит в измерении объемного расхода, температуры и давления воды в трубопроводах систем теплоснабжения и водоснабжения с последующим автоматическим вычислением на их основе значений объемного (массового) расхода воды и количества теплоты (тепловой энергии) воды.
В состав теплосчетчика КМ-5 входят преобразователи расхода (ПРЭ), комплекты термометров сопротивления платиновых КТС-Б, вычислительные устройства. В составе теплосчетчика КМ-5 могут применяться также датчики давления ИД и преобразователи объема с импульсным выходным сигналом, применяемые в КМ-5. Для контроля утечки воды из сети на обратном трубопроводе устанавливают второй ПРЭ.
Сигналы первичной измерительной информации с датчиков параметров потока поступают в электронные блоки, где эти сигналы очищаются от помех, измеряются, преобразуются в цифровые коды интерфейса RS-485 и передаются по линиям связи в вычислительные устройства. Затем для каждого трубопровода, на котором установлены соответствующие датчики параметров потока среды, производятся вычисления значений: объемного (массового) расхода, плотности и энтальпии (по ГСССД МР 147-2008). Далее в зависимости от конфигурации системы теплоснабжения (открытая (ОВСТ), закрытая (ЗВСТ) и тупиковая (ТВСТ) водяные системы теплоснабжения) по МИ 2412 вычисляются значения тепловой энергии. В вычислительных устройствах значения всех измеряемых величин (параметров) преобразуются в вид, удобный для вывода на цифровое табло, и для дальнейшей передачи по интерфейсу RS-485.
В качестве преобразователей температуры (ПТ) используются платиновые термометры сопротивления класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006 с номинальной статической характеристикой Pt100 (а= 0,00385 °С-1) или Pt100n (а= 0,00391 °С-1) (тип ТС-Б-Р или аналогичные). Для измерения температур в подающем и обратном трубопроводе тепловых систем используются комплекты ПТ класса допуска А по ГОСТ Р 8.625-2006 с номинальной статической характеристикой Pt100 или Pt100П (тип КТС-Б, КТСП-Р или аналогичные).
Для каждого узла учета тепловой энергии теплосчетчики КМ-5 обеспечивают архивирование в энергонезависимой памяти суммарных (нарастающим итогом) значений количеств теплоты (тепловой энергии) и масс (объемов) воды, прошедшей через каждый трубопровод за каждый час, сутки и календарный месяц работы теплосчетчика. Теплосчетчики КМ-5 посредством интерфейса RS-485 подключены к устройству передачи данных УПД-2. Устройство передачи данных УПД-2 обеспечивает доступ по коммутируемому GSM-каналу (протокол CSD) с устройства сбора и передачи данных ЭК0М-3000 к данным, хранящимся в теплосчетчиках КМ-5. ЭКОМ-3000 осуществляют хранение измерительной информации и журналов событий, передачу результатов измерений через GSM модемы на сервер ИИК узлов учета №№ 108 - 124 и при помощи программного обеспечения (ПО) осуществляет сбор, формирование, хранение, оформление справочных и отчетных документов и последующую передачу информации в энергоснабжающую организацию в рамках согласованного регламента. Возможно считывание информации с теплосчетчиков КМ-5 как визуальное с помощью дисплея и клавиш прибора, так и автономное с помощью внешнего инженерного пульта (ноутбука).
На узлах учета ХВС используют счетчики-расходомеры РМ-5-Т. Счетчики-расходомеры РМ-5-Т выполняют преобразования выходных сигналов первичного преобразователя расхода воды (ППС) и датчика избыточного давления воды в значения физических величин, вычисляют и ведут коммерческий и технический учет массового (объемного) расхода воды и избыточного давления воды. Счетчики-расходомеры РМ-5-Т посредством интерфейса RS-485 подключены к устройству передачи данных УПД-2. Устройство передачи данных УПД-2 обеспечивает доступ по коммутируемому GSM-каналу (протокол CSD) с устройства сбора и передачи данных УСПД (ЭКОМ-3000) (уровень ИКП) к данным, хранящимся в счетчиках-расходомерах РМ-5-Т. Возможно считывание информации со счетчиков-расходомеров РМ-5-Т как визуальное с помощью дисплея и клавиш прибора, так и автономное с помощью внешнего инженерного пульта (ноутбука).
На узлах учета природного газа установлены комплексы для измерения количества газа СГ-ТК.
Принцип действия комплекса СГ-ТК основан на одновременном измерении двух параметров потока газа (объема газа и температуры) при рабочих условиях и вычисления с помощью корректора ТС215 приведенного к стандартным условиям (Pc = 0,101325 МПа, Тс = 20 °С) объема Vc прошедшего газа с учетом условно постоянного коэффициента его сжимаемости и давления.
Комплекс СГ-ТК состоит из счетчика газа объемного диафрагменного типа BK-G, корректора объема газа ТС215 и коммутационных элементов. Счетчик газа состоит из измерительного механизма, отсчетного устройства и корпуса. Измерительный механизм состоит из двух камер с встроенными диафрагмами. В счетчиках газа BK-G при воздействии потока газа кривошипно-шатунный механизм преобразует поступательное движение диафрагм во вращательное, которое через муфту передается отсчетному устройству. В ролик младшего разряда отсчетного механизма встроен магнитный и оптический датчики для передачи информации в корректор объема газа. В составе корректора ТС215 преобразователь температуры вырабатывает сигналы, пропорциональные текущему значению температуры газа. Корректор объема газа пересчитывает рабочий объем газа в стандартный объем путем вычисления коэффициента сжимаемости по ГОСТ 30319.2-96 в соответствии с составом газа.
ИИК узлов учета №№ 108 - 124 оснащены системой обеспечения единого времени (СОЕВ). Для ИИК, относящихся к узлам учета №№ 108 - 119, 122 - 124, коррекция текущего значения времени и даты (далее времени) часов УСПД (ЭКОМ-3000) происходит от приемника сигналов точного времени от спутников глобальной системы позиционирования (GPS). GPS-приемник встроен в ЭКОМ-3000. Ход часов УСПД (ЭКОМ-3000) при отсутствии коррекции по сигналам проверки времени в сутки не более ±1 с. Установка текущих значений времени и даты в ИИК, относящихся к узлам учета №№ 108 - 119, 122 - 124, происходит автоматически на всех уровнях внутренними таймерами устройств, входящих в эти ИИК. Коррекция отклонений встроенных часов компонентов ИИК, относящихся к узлам учета №№ 108 - 119, 122 - 124, осуществляется при помощи синхронизации таймеров устройств с единым календарным временем, поддерживаемым УСПД (ЭКОМ-3000) со встроенным GPS-приемником.
Синхронизация часов или коррекция шкалы времени таймера сервера происходит каждый час, коррекция текущих значений времени и даты сервера с текущими значениями времени и даты УСПД (ЭКОМ-3000) осуществляется независимо от расхождения с текущими значениями времени и даты УСПД (ЭКОМ-3000), т. е. сервер входит в режим подчинения устройствам точного времени и устанавливает текущие значения времени и даты с часов УСПД (ЭКОМ-3000).
Сличение текущих значений времени и даты теплосчетчиков и счетчиков-расходомеров для узлов учета №№ 216, 217 с текущим значением времени и даты СБД происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется при расхождении времени ±1 с.
Сличение текущих значений времени и даты корректоров газа ТС215 для узлов учета №№ 120, 121 с текущим значением времени и даты СБД происходит при каждом сеансе связи, но не реже 1 раза в сутки, корректировка осуществляется в ручном режиме при расхождении времени ±5 с.
Суточный ход часов компонентов ИИК узлов учета №№ 108 - 124 не превышает ±5 с. Программное обеспечение
В состав ПО ИИК узлов учета №№ 108 - 124 входит: ПО теплосчетчиков (вычислителей количества теплоты) и ПО СБД. Программные средства СБД содержат: базовое (системное) ПО, включающее операционную систему, программы обработки текстовой информации, сервисные программы, ПО систем управления базами данных (СУБД) и прикладное ПО ИВК «Энергосфера», ПО СОЕВ.
Операционная система Microsoft Windows Server 2008 - лицензия VM005718592. Пакеты клиентских лицензий Windows Server 2008 VM005731314 (5 лицензий) и VM005731333 (5 лицензий). ПК «Энергосфера» лицензия ES-S-1000-19-12000-1555, включая лицензии на СУБД Microsoft SQL Server, изготовитель ООО «Прософт-Системы», г. Екатеринбург.
Операционная система Windows 7 Professional CDowngrade to XP Pro (OEM, предустановленная). Пакет Microsoft Office - лицензия 6QMCW-F2JK2-DYY77-JPB2C-VW6YH. Состав программного обеспечения «Энергосфера» приведён в таблице 1.
Таблица 1 - Состав программного обеспечения «Энергосфера»
| Наименование программного обеспечения | Наименование программного модуля (идентификационное наименование программного обеспечения) | Наименование файла | Номер версии программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| ПО «Энергосфера» | Дистрибутивный (установочный) файл ПО «Энергосфера. Сервер», дистрибутивный (установочный) файл ПО «Энергосфера. АРМ» | Install.exe | 6.4 | D1F482EFAD6D4991 B3C39E6914449F0E | MD5 |
ПО ИВК «Энергосфера» не влияет на метрологические характеристики ИИК узлов учета №№ 108 - 124.
Уровень защиты программного обеспечения ИИК узлов учета №№ 108 - 124 от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню С по МИ 3286-2010.
| Средство измерений | Технические характеристики | |||||
| Вид СИ, пределы допускаемой относительной погрешности, № Г осреестра | Обозначение, тип | Диаметр прибора, Ду, мм | Заводской № СИ | Измеряемая величина | Диапазон измерений | Параметры узла учета (расч. тепловая нагрузка, расход и т. д.) |
| i | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Узел учета № 108. Учет ТЭ. Ст. Телегино. Липецкая область, Елецкий район. Пост ЭЦ | ||||||
| Теплосчетчик электромагнитный, Кл. точности С, для первичного преобразователя Кл. точности В1, Г осреестр № 18361-10 | КМ-5 (мод. КМ-5-4) | 40 | 348771/ 348757 | Q G | от 0,04 до 40 м3/ч | 3,56 Гкал/ч 28,19 м3/ч |
| Комплект термопреобразователей сопротивления (2 шт.), Кл. А, Госреестр № 43096-09 | КТС-Б | 8174 г/х | ** | |||
| Узел учета № 109. Учет ТЭ. Ст. Телегино. Липецкая область, Елецкий район. Вокзал | ||||||
| Теплосчетчик электромагнитный, Кл. точности С, для первичного преобразователя Кл. точности В1, Г осреестр № 18361-10 | КМ-5 (мод. КМ-5-4) | 40 | 349083/ 349057 | Q G | от 0,04 до 40 м3/ч | 3,47 Гкал/ч 20,98 м3/ч |
| Комплект термопреобразователей сопротивления (2 шт.), Кл. А, Госреестр № 43096-09 | КТС-Б | 2109 г/х | ** | |||
| Узел учета № 110. Учет ТЭ. Ст. Острогожск. Воронежская обл., г. Острогожск, ул. Вокзальная, д. 3. Вокзал | ||||||
| Теплосчетчик электромагнитный, Кл. точности С, для первичного преобразователя Кл. точности В1, Г осреестр № 18361-10 | КМ-5 (мод. КМ-5-4) | 40 | 349090/ 349059 | Q G | от 0,04 до 40 м3/ч | 4,58 Гкал/ч 35,06 м3/ч |
| Комплект термопреобразователей сопротивления (2 шт.), Кл. А, Госреестр № 43096-09 | КТС-Б | 12638 г/х | ** | |||
| Узел учета № 111. Учет ТЭ. Ст. Подгорное. Воронежская обл., Подгоренский р-н, пгт Подгоренский, ул. Вокзальная, 10. Вокзал | ||||||
| Теплосчетчик электромагнитный, Кл. точности С, для первичного преобразователя Кл. точности В1, Г осреестр № 18361-10 | КМ-5 (мод. КМ-5-4) | 40 | 348405/ 348124 | Q G | от 0,04 до 40 м3/ч | 3,41 Гкал/ч 31,25 м3/ч |
| Комплект термопреобразователей сопротивления (2 шт.), Кл. А, Госреестр № 43096-09 | КТС-Б | 8453 г/х | ** | |||
| Узел учета № 112. Учет ТЭ. Ст. Подгорное. Воронежская обл., Подгоренский р-н, пгт Подгоренский, ул. Вокзальная, 8-д. Красный уголок ДС | ||||||
| Теплосчетчик электромагнитный, Кл. точности С, для первичного преобразователя Кл. точности В1, Г осреестр № 18361-10 | КМ-5 (мод. КМ-5-4) | 32 | 348708/ 348686 | Q G | от 0,03 до3 30 м3/ч | 2,08 Гкал/ч 18,76 м3/ч |
| Комплект термопреобразователей сопротивления (2 шт.), Кл. А, Госреестр № 43096-09 | КТС-Б | 7945 г/х | ** | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Узел учета № 113. Учет ХВС. Ст. Подгорное. Воронежская обл., Подгоренский р-н, пгт Подгоренский, ул. Вокзальная, 8-з. Пакгауз большой скорости | ||||||
| Счетчик-расходомер электромагнитный, Кл. В, Госреестр № 20699-11 | РМ-5 (мод. РМ-5-Т-15) | 15 | 347032 | G | от 0,006 до 6 м3/ч | 3,05 м3/ч |
| Узел учета № 114. Учет ХВС. Ст. Подгорное. Воронежская обл., Подгоренский р-н, пгт Подгоренский, ул. Вокзальная, 8-д. Красный уголок ДС | ||||||
| Счетчик-расходомер электромагнитный, Кл. В, Госреестр № 20699-11 | РМ-5 (мод. РМ-5-Т-15) | 15 | 347038 | G | от 0,006 до 6 м3/ч | 3,48 м3/ч |
| Узел учета № 115. Учет ХВС. Ст. Подгорное. Воронежская обл., Подгоренский р-н, пгт Подгоренский, ул. Вокзальная, 2-ж. Бытовые помещения | ||||||
| Счетчик-расходомер электромагнитный, Кл. В, Госреестр № 20699-11 | РМ-5 (мод. РМ-5-Т-15) | 15 | 347031 | G | от 0,006 до 6 м3/ч | 2,86 м3/ч |
| Узел учета № 116. Учет ХВС. Ст. Митрофановка. Воронежская обл., Кантемировский р-н, с. Митрофановка, ул. Железнодорожная, 6а. Отдельно стоящее здание (Бытовой корпус ПЧ) | ||||||
| Счетчик-расходомер электромагнитный, Кл. В, Госреестр № 20699-11 | РМ-5 (мод. РМ-5-Т-15) | 15 | 347037 | G | от 0,006 до 6 м3/ч | 4,27 м3/ч |
| Узел учета № 117. Учет ХВС. Ст. Кантемировка. Воронежская обл., Кантемировский р-н, р. п. Кантемировка, ул. Пугачева, 2. Вокзал | ||||||
| Счетчик-расходомер электромагнитный, Кл. В, Госреестр № 20699-11 | РМ-5 (мод. РМ-5-Т-15) | 25 | 348605 | G | от 0,016 до 16 м3/ч | 2,39 м3/ч |
| Узел учета № 118. Учет ТЭ. Ст. Балашов. г. Балашов, ул. Привокзальная. Слесарные мастерские | ||||||
| Теплосчетчик электромагнитный, Кл. точности С, для первичного преобразователя Кл. точности В1, Г осреестр № 18361-10 | КМ-5 (мод. КМ-5-4) | 40 | 349097/ 349047 | Q G | от 0,04 до 40 м3/ч | 5,53 Гкал/ч 27,49 м3/ч |
| Комплект термопреобразователей сопротивления (2 шт.), Кл. А, Госреестр № 43096-09 | КТС-Б | 2116 г/х | ** | |||
| Узел учета № 119. Учет ТЭ. Ст. Балашов. г. Балашов, ул. Привокзальная. Контора дорожного мастера | ||||||
| Теплосчетчик электромагнитный, Кл. точности С, для первичного преобразователя Кл. точности В1, Г осреестр № 18361-10 | КМ-5 (мод. КМ-5-4) | 40 | 349084/ 349064 | Q G | от 0,04 до 40 м3/ч | 5,23 Гкал/ч 26,31 м3/ч |
| Комплект термопреобразователей сопротивления (2 шт.), Кл. А, Госреестр № 43096-09 | КТС-Б | 2113 г/х | ** | |||
| Узел учета № 120. Учет Газа. Ст. Ртищево. г. Ртищево, ул. Железнодорожная, д. 5. Здание лаборатории экологии | ||||||
| Комплексы для измерения количества газа, Госреестр № 33874-11 В его составе: | СГ-ТК2-Д-6 | 1202218 | G | 5,69 м3/ч | ||
| Корректоры объема газа, Госреестр № 32550-06 | ТС215 | 11511100 | ||||
| Счетчики газа диафрагменные, Г осреестр № 20272-00 | ВК-04 | 30 | 02886915 | 4 ,06/ч о о т0 дм о | ||
| Узел учета № 121. Учет Газа. Ст. Ртищево. г. Ртищево, ул. Железнодорожная, д. 51. Кладовая ПД-9 | ||||||
| Комплексы для измерения количества газа, Госреестр № 33874-11 В его составе: | СГ-ТК2-Д-6 | 1202220 | G | 4,97 м3/ч | ||
| Корректоры объема газа, Госреестр № 32550-06 | ТС215 | 11510549 | ||||
| Счетчики газа диафрагменные, Г осреестр № 20272-00 | ВК-04 | 30 | 02873920 | 4 ,06/ч о О т0 дм о | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 |
| Узел учета № 122. Учет ТЭ. Ст. Россошь. Воронежская область, г. Россошь ,ул. Линейная, д 2с/3. Здание водоумягчителя | ||||||
| Теплосчетчик электромагнитный, Кл. точности С, для первичного преобразователя Кл. точности В1, Г осреестр № 18361-10 | КМ-5 (мод. КМ-5-4) | 50 | 337197/ 337144 | Q G | от 0,06 до 60 м3/ч | 6,65 Гкал/ч 40,86 м3/ч |
| Комплект термопреобразователей сопротивления (2 шт.), Кл. А, Госреестр № 43096-09 | КТС-Б | 8185 г/х | ** | |||
| Узел учета № 123. Учет ХВС. Ст. Сердобск. Пензенская область, г. Сердобск, ул. Вокзальная. Здание товарной конторы | ||||||
| Счетчик-расходомер электромагнитный, Кл. В, Госреестр № 20699-11 | РМ-5 (мод. РМ-5-Т-15) | 15 | 347028 | G | от 0,006 до 6 м3/ч | 5,18 м3/ч |
| Узел учета № 124. Учет ХВС. Ст. Сердобск. Пензенская область, г. Сердобск, ул. Вокзальная. Здание компрессорной станции | ||||||
| Счетчик-расходомер электромагнитный, Кл. В, Госреестр № 20699-11 | РМ-5 (мод. РМ-5-Т-15) | 15 | 347080 | G | от 0,006 до 6 м3/ч | 4,34 м3/ч |
Примечания:
В таблице 2 «Измеряемая величина»: Q - тепловая энергия в водяных системах теплоснабжения (Г кал/ч), G - объемный расход в водяных системах теплоснабжения и на узлах учета природного газа (м3/ч);
* - диапазон измерения избыточного давления от 0 до 1,6 МПа;
** - диапазон измерения температуры:
- воды от плюс 2 до плюс 150 °С;
- природного газа от минус 23 до плюс 60°С.
Таблица 3 - Метрологические характеристики измерительно-информационных каналов по подсистемам ИИК узлов учета №№ 108 - 124_
| Подсистема ТЭР | № узла учета | Нормируемая погрешность | Пределы допускаемого значения погрешности |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Учет ТЭ (1) | 108 - 112, 118, 119, 122 | Относительная погрешность ИИК тепловой энергии воды, %: | ± 5 при 10 0С < At < 20 0С; ± 4 при At > 20 0С, где At - разность температур в подающем и обратном трубопроводах |
| Абсолютная погрешность ИИК температуры воды, °С: | ± (0,6 + 0,004-t) | ||
| Относительная погрешность ИИК объемного и массового расхода теплоносителя (воды), % | ± 2 | ||
| Относительная погрешность ИИК избыточного давления, % | ± 2 | ||
| Учет ХВС (2) | 113 - 117, 123, 124 | Относительная погрешность ИИК объемного и массового расхода теплоносителя (воды), % | ± 2 |
| Относительная погрешность ИИК избыточного давления воды, % | ± 2 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Учет природного газа (3) | 120, 121 | Относительная погрешность ИИК объемного расхода природного газа, приведенного к нормальным условиям, с учетом погрешности измерения температуры газа, условно постоянного коэффициента его сжимаемости и давления, %: - диапазон расходов от а^ном до Qмакс; - диапазон расходов от Qмин до 0,^ном. | ± 1,7 ± 3,2 |
| Относительная погрешность ИИК объемного расхода природного газа в рабочих условиях, %: - диапазон расходов от 0,1^ом до Qмакс; - диапазон расходов от Qмин до 0,^ном. | ± 1,5 ± 3 | ||
| Относительная погрешность ИИК температуры природного газа, % | ± 0,1 |
Примечания:
1. Характеристики относительной погрешности ИИК даны для измерения параметров энергопотребления топливно-энергетических ресурсов с интервалом времени (1 час);
2. В качестве характеристик относительной погрешности указаны границы интервала, соответствующие вероятности 0,95.
3. Условия эксплуатации компонентов ИИК узлов учета №№ 108 - 124:
- температура (ИВКС), от плюс 15 до плюс 25°С
- температура (узлов учета), от минус 10 до плюс 50°С
- влажность при 35°С, не более, % 95
- атмосферное давление, кПа от 84 до 106,7
- параметры электрического питания:
- напряжение (постоянный ток), В (12±1); (24±1)
- напряжение (переменный ток), В 220 (+10/-15%)
- частота (переменный ток), Гц 50±1
4. Допускается замена компонентов ИИК узлов учета №№ 108 - 124 на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа ИИК узлов учета №№ 108 - 124 как его неотъемлемая часть.
Параметры надежности применяемых в ИИК измерительных компонентов:
- теплосчетчики КМ-5 - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
- счетчики расходомеры РМ-5 (модификация РМ-5-Т)- среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
- комплекты термометров сопротивления платиновых КТС-Б - среднее время наработки на отказ не менее 65000 часов;
- комплексы для измерения количества газа СГ-ТК, - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
- корректоры объема газа ТС215 - среднее время наработки на отказ не менее 12000 часов;
- УСПД (ЭКОМ-3000) - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;
- ПК «Энергосфера» - среднее время наработки на отказ не менее 100000 часов.
При возникновении сбоев сетевого питания происходит автоматическое переключение на резервное питание.
Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:
- для приборов нижнего уровня - Тв < 168 часов;
- для УСПД Тв < 2 часа;
- для сервера Тв < 1 час;
- для компьютера АРМ Тв < 1 час;
- для модема Тв < 1 час.
Защита технических и программных средств ИИК узлов учета №№ 108 - 124 от несанкционированного доступа.
Представителями органов теплонадзора опломбированы следующие блоки теплосчетчиков:
- корпус измерительного блока;
- преобразователи расхода и термопреобразователи сопротивления на трубопроводе;
- корпус модуля.
Конструктивно обеспечена механическая защита от несанкционированного доступа: отдельные закрытые помещения, выгородки или решетки.
Наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на теплосчетчиках, УСПД, сервере, АРМ.
Организация доступа к информации ИВКС посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала.
Защита результатов измерений при передаче.
Предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации. Наличие фиксации в журнале событий теплосчетчика фактов параметрирования теплосчетчика, фактов пропадания напряжения, фактов коррекции времени.
Возможность коррекции времени в:
- теплосчетчиках (ручной режим);
- УСПД (функция автоматизирована);
- сервере (функция автоматизирована).
Глубина хранения информации:
- глубина архивов сохраняемых в приборах учета составляет не менее: 35 суток для почасового архива, 12 месяцев для посуточного архива, 3 года для помесячного архива;
- глубина архивов сохраняемых в УСПД (ЭКОМ-3000) 36 месяцев для посуточного архива, 36 месяцев для помесячного архива, 36 месяцев для годового архива;
- глубина архивов сохраняемых на сервере, хранение результатов измерений и информации о состоянии средств измерений - за весь срок эксплуатации ИИК узлов учета №№ 108 - 124.
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации ИИК узлов учета №№ 108 - 124 типографским способом.
| Т аблица z | - Комплектность ИИК узлов учета №№ 108 - 124 | ||
| № п/п | Наименование | Ед. изм. | Кол-во |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| I | Оборудование узлов учета: | ||
| 1 | Узлы учета ТЭ | - | 8 |
| 1.1 | Теплосчетчики КМ-5 (модификация КМ-5-4), в том числе: | компл | 8 |
| 1.1.1 | Преобразователь расхода ПРЭ (Ду32) | шт | 2 |
| 1.1.2 | Преобразователь расхода ПРЭ (Ду40) | шт | 12 |
| 1.1.3 | Преобразователь расхода ПРЭ (Ду50) | шт | 2 |
| 1.1.4 | Комплекты термометров сопротивления платиновых КТС-Б | шт | 8 |
| 2 | Узлы учета ХВС | шт | 7 |
| 2.1 | Счетчики-расходомеры РМ-5-Т, в том числе: | компл | 7 |
| 2.1.1 | Прибор Ду15 | шт | 6 |
| 2.1.2 | Прибор Ду25 | шт | 1 |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| 3 | Узлы учета природного газа | шт | 2 |
| 3.1 | Комплекс для измерения количества газа СГ-ТК2-Д-6, в том числе: | компл | 2 |
| 3.1.1 | Корректор объема газа ТС215 | шт | 2 |
| 3.1.2 | Счетчик газа ВК^4 (Ду30) | шт | 2 |
| II | Оборудование ИКП: | ||
| 2 | Устройства GSM связи (УПД-2) | шт | 17 |
| 3 | УСПД ЭКОМ-3000 | шт | 1 |
| III | Оборудование ИВКС: | ||
| 5 | Сервер | шт | 1 |
| 6 | Специализированное программное обеспечение ПК «Энергосфера» | шт | 1 |
| 7 | Методика поверки МП 1107/446-2011 | шт | 1 |
| 8 | Паспорт-формуляр КНГМ.411311.072 ФО | шт | 1 |
осуществляется по документу МП 1107/446-2011 «ГСИ. Система приборного учета (система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги. Методика поверки», утвержденному ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» в марте 2012 г.
Основные средства поверки:
1) Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS) (Госреестр № 27008-04).
2) Переносной компьютер с ПО и оптические преобразователи для работы с приборами учета системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01.
3) Термометр по ГОСТ 28498-90, диапазон измерений от минус 40 до плюс 50°С, цена деления 1°С.
4) Средства поверки измерительных компонентов в соответствии с:
- документом МП 4213-009-42968951-2011 «Счетчики-расходомеры электромагнитные РМ-
5. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в 2011 г.;
- документом «Теплосчетчики КМ-5. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ ФБУ «Ростест-Москва» 31 мая 2010 г.;
- разделом руководства по эксплуатации СДФИ.405210.005 РЭ «Комплекты термометров сопротивления платиновых КТС-Б. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ ФГУП ВНИИМС в ноябре 2009 г.;
- приложением Е руководства по эксплуатации ЛГТИ.407321.020 РЭ «Комплексы для измерения количества газа СГ-ТК. Методика поверки», согласованным с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в январе 2011 г.;
- документом «Корректоры объема газа ТС215. Методика поверки», утвержденным с ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ в июле 2006 г.;
- ГОСТ 8.324 «ГСИ. Счетчики газа. Методика поверки»;
- документом МП 26-262-99 «Устройства сбора и передачи данных ЭКОМ-3000. Методика поверки», утвержденным ГЦИ СИ УНИИМ в 2009 г.
Методика (методы) измерений приведена в документе: «Методика (методы) измерений количества тепловой энергии, объемного расхода холодной воды и природного газа с использованием каналов измерительно-информационных узлов учета №№ 108 - 124 системы приборного учета (системы автоматизированной комплексного учета топливноэнергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги. Свидетельство об аттестации методики (методов) измерений № 1105/446-01.00229-2012 от 03 октября 2012 г.
Нормативные документы, устанавливающие требования к каналам измерительноинформационным узлов учета №№ 108 - 124 системы приборного учета (системы автоматизированной комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги
1. ГОСТ Р 8.596-2002 «ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
2. ГОСТ Р 51649-2000 «Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия».
3. ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».
4. МИ 2412-97 «Рекомендация. ГСИ. Водяные системы теплоснабжения. Уравнения измерений тепловой энергии и количества теплоносителя».
Осуществление торговли и товарообменных операций.
