Каналы измерительно-информационные узлов учета №№ 108 - 124 системы приборного учета (системы автоматизированной комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги
| Номер в ГРСИ РФ: | 52331-12 |
|---|---|
| Производитель / заявитель: | ЗАО "Отраслевой центр внедрения новой техники и технологий", г.Москва |
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 рамкахсогласованного регламента в составе системы приборного учета (системы автоматизированной комплексного учета топливноэнергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги (Госреестр № 50295-12). Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих и технических расчетов и оперативного управления энергопотреблением.
Информация по Госреестру
| Основные данные | |
|---|---|
| Номер по Госреестру | 52331-12 |
| Наименование | Каналы измерительно-информационные узлов учета №№ 108 - 124 системы приборного учета (системы автоматизированной комплексного учета топливно-энергетических ресурсов - АСКУ ТЭР) Юго-Восточной железной дороги |
| Класс СИ | 29.01.04 |
| Год регистрации | 2012 |
| Страна-производитель | Россия |
| Информация о сертификате | |
| Срок действия сертификата | .. |
| Номер сертификата | 49413 |
| Тип сертификата (C - серия/E - партия) | E |
| Дата протокола | Приказ 1246 п. 15 от 29.12.2012 |
Производитель / Заявитель
ЗАО "Отраслевой центр внедрения новой техники и технологий", г.Москва
Россия
Поверка
| Методика поверки / информация о поверке | МП 1107/446-2011 |
| Межповерочный интервал / Периодичность поверки | 4 года |
| Актуальность информации | 03.11.2024 |
Поверители
Скачать
| 52331-12: Описание типа СИ | Скачать | 280.6 КБ | |
| Свидетельство об утверждении типа СИ | Открыть | ... |
Описание типа
Назначение
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.
Описание
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 PtlOOn (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 Pt100n (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 ЭКОМ-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.
Технические характеристики
Таблица 2 - Состав и технические характеристики ИК узлов учета №№ 108 - 124
|
Средство измерений |
Технические характеристики | |||||
|
Вид СИ, пределы допускаемой относительной погрешности, № Госреестра |
Обозначение, тип |
Диаметр прибора, Ду, мм |
Заводской № СИ |
Измеряемая величина |
Диапазон измерений |
Параметры узла учета (расч. тепловая нагрузка, расход и т.д.) |
|
1 |
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 до 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 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, Госреестр № 20272-00 |
BK-G4 |
30 |
02886915 |
от 0,04 до 6 м3/ч | ||
|
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, Госреестр № 20272-00 |
BK-G4 |
30 |
02873920 |
от 0,04 до 6 м3/ч | ||
Окончание таблицы 2
|
1 1 2 1 3 1 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 (Гкал/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 |
|
Окончание таблицы 3 | |||
|
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 0Д^ом до Qмакс; - диапазон расходов от Qмин до 0,1^ном. |
± 1,7 ± 3,2 |
|
Относительная погрешность ИИК объемного расхода природного газа в рабочих условиях, %: - диапазон расходов от 0Д^ом до Qмакс; - диапазон расходов от Qмин до 0,1^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
Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации ИИК узлов учета №№ 108 - 124 типографским способом.
Комплектность
Таблица - 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 |
Окончание таблицы 4
|
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 BK-G4 (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 |
Поверка
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.
Сведения о методах измерений
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
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».
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
Смотрите также
