|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ОАО "Фортум" филиал "Челябинская ГРЭС" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "НТЦ "Комплексные системы", г.Челябинск |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Файл не найден, для получения обратитесь в архив ФГБУ «ВНИИМС» |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 04 |
| Назначение | Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии итеплоносителя ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ГРЭС» (далее – АСКУТЭ) предназначена для измерения документирования и архивации параметров теплоносителя (объемного расхода (объема), температуры, избыточного давления); вычисления значений массового расхода (массы) теплоносителя, тепловой энергии при осуществлении взаимных финансовых расчетов между энергоснабжающими организациями и потребителями тепловой энергии, контроля за тепловыми и гидравлическими режимами работы систем теплоснабжения.
|
| Описание | Принцип действия АСКУТЭ заключается в непрерывном измерении, преобразовании и обработке информации, поступающей по измерительным каналам (далее – ИК) объемного расхода, температуры, избыточного давления теплоносителя (вода и перегретый пар), барометрического давления и вычисления массового расхода (массы) теплоносителя и тепловой энергии.
АСКУТЭ имеет иерархичную структуру состоящей из двух уровней: уровня узлов учета (далее – УУ) тепловой энергии и теплоносителя и уровня сервера баз данных (далее - СБД).
Уровень УУ АСКУТЭ построен из первичных преобразователей расхода, температуры, давления, расчетно-измерительных контроллеров (далее – вычислители) (состав уровня представлен в таблице 1) и служит для выполнения следующих задач:
непрерывное измерение параметров теплоносителя на узлах учета (объемныйрасход, температура, давление);
вычисление параметров теплоносителя (массовый расход, масса, энтальпия,плотность, тепловая энергия) на узлах учета;
передача измеренных и вычисленных параметров по линиям связи.
Таблица 1 – Состав уровня УУ тепловой энергии и теплоносителя.
| Наименование Компонента | № в Гос. Реестре | | Измерительные компоненты | | Диафрагма в соответствии с ГОСТ 8.586.1-5 | – | | Преобразователь давления измерительный EJX110A капсула M | 28456-09 | | Преобразователь давления измерительный EJX530A капсула B | | Датчик абсолютного давления DMP331 | 44736-10 | | Комплект термометра сопротивления КТСП Метран-206 | 38790-08 | | Термометр сопротивления ТСП Метран-206 | 19982-07 | | Расходомер UFM 3030 | 45410-10 | | Связующие компоненты | | Разделитель сегментов магистрали CAN-BUS PC-62 | – | | Контроллер Ethernet К-104 | – | | Комплексный компонент | | Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19 | 24849-10 |
Допускается замена компонентов на аналогичные, утвержденных типов с метрологическими характеристиками, не уступающими перечисленным в таблице 1.
Уровень СБД АСКУТЭ построен на базе программно-аппаратного комплекса Дельта/8 (далее – Дельта/8) и служит для выполнения следующих задач:
цикличный сбор результатов измерений и информации о состоянии измерительных компонентов с вычислителей;
вычисление значения тепловой энергии, отпущенной потребителю;
сохранение собранной информации в архивной базе данных АСКУТЭ;
визуализация процесса измерения и формирование отчетов;
поддержание единого времени в технологической сети АСКУТЭ;
защита измерительной информации от несанкционированного доступа.
Синхронизацию времени вычислителей производит Дельта/8. Коррекция времени производится каждые 4 часа при расхождении времени вычислителя со временем Дельта/8 на ±3 сек.
АСКУТЭ производит вычисления отпущенной тепловой энергии, плотности и энтальпии теплоносителя в соответствии с ПР 34.09, МИ-2553-99, МИ 2412-97 и МИ-2451-98.
АСКУТЭ представляет собой единичный экземпляр измерительной системы,спроектированной для конкретного объекта из компонентов серийного отечественного и импортного изготовления. Монтаж и наладка системы осуществлены непосредственно на объекте эксплуатации в соответствии с проектной документацией на систему и эксплуатационными документами ее компонентов. |
| Программное обеспечение | (далее – ПО) АСКУТЭ включает в себя ПО вычислителей и ПО Дельта/8. ПО АСКУТЭ разделено на метрологически значимую и метрологически незначимую части. К метрологически значимой части ПО АСКУТЭ относятся: ПО вычислителей, и следующих программных модулей Дельта/8: сервер данных, сервер архива, модули ввода данных, модуль расчета тепла. К метрологически незначимой части ПО системы относятся следующие программные модули Дельта/8: конфигуратор мнемосхем, программа мониторинга, подсистема WEB-мониторинга.
Защита ПО АСКУТЭ от непреднамеренных и преднамеренных изменений и обеспечение его соответствия утвержденному типу, осуществляется путем разделения, идентификации, защиты от несанкционированного доступа.
Таблица 2 – Параметры ПО АСКУТЭ
| Наименование ПО | Идентификационное наименования ПО | Номер версии ПО | Цифровой идентификатор ПО (контрольная сумма) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО | | Сервер данных Дельта/8 | datasever.exe | 1.2.11.607 | B2FCFE46 | CRC-32 | | Сервер архива Дельта/8 | dbserver.exe | 1.0.10.517 | 8B0ED975 | CRC-32 | | Модуль ввода данных Дельта/8 | ds_tecon19.exe | 1.0.11.1116 | 583A6802 | CRC-32 | | Модуль
расчета тепла
Дельта/8 | d8_heat_calc_lib.dll | 1.0.12.426 | 68A90987 | CRC-32 |
Идентификация ПО АСКУТЭ осуществляется путем определения структуры данных включающих в себя: наименования, версии и цифровые идентификаторы метрологически значимых частей ПО АСКУТЭ и сравнения ее со структурой данных полученной на этапе испытания системы.
ПО уровня УУ АСКУТЭ защищено от несанкционированного доступа, преднамеренного изменения алгоритмов и установленных параметров ограничением свободного доступа к портам вычислителей и защиты измерительной информации заданием уровня доступа к ней по чтению и записи. ПО уровня СБД АСКУТЭ защищено от несанкционированного доступа, преднамеренного изменения алгоритмов и установленных параметров гибкой настройкой прав доступа к отдельным программным модулям Дельта/8. Уровень защиты ПО АСКУТЭ соответствует уровню «В» согласно МИ 3286-2010.
|
| Метрологические и технические характеристики | Метрологические и технические характеристики АСКУТЭ приведены ниже втаблицах 3-9.
Таблица 3 – Характеристики УУ теплоносителя и тепловой энергии АСКУТЭ
| Наименование УУ | Технологический параметр | | Тепломагистраль 1, прямая сетевая вода | вода | от 500до 3000 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | Тепломагистраль 1, обратная сетевая вода | вода | от 500до 3000 | от 40
до 90 | от 2до 5 | | Тепломагистраль 2, прямая сетевая вода | вода | от 500до 4500 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | Тепломагистраль 2, обратная сетевая вода | вода | от 500до 4500 | от 40
до 90 | от 2до 5 | | Тепломагистраль 3, прямая сетевая вода | вода | от 32до 160 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | Тепломагистраль 3, обратная сетевая вода | вода | от 32до 160 | от 40
до 90 | от 2до 5 | | УУ «Тепломагистраль 4, прямая сетевая вода» | вода | от 500до 4500 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | УУ «Тепломагистраль 4, обратная сетевая вода» | вода | от 500до 4500 | от 40
до 90 | от 2до 5 | | УУ «Тепломагистраль 5, прямая сетевая вода» | вода | от 510до 5500 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | УУ «Тепломагистраль 5, обратная сетевая вода» | вода | от 510до 5500 | от 40
до 90 | от 2до 5 | | УУ «Трубопровод прямой сетевой воды ЧЭР» | вода | от 32до 120 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | Трубопровод обратной сетевой воды ЧЭР | вода | от 32до 120 | от 40
до 90 | от 2до 6 | | I тепломагистраль, собственные нужды, прямая | вода | от 57до 400 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | I тепломагистраль, собственные нужды, обратная | вода | от 57до 400 | от 40
до 90 | от 2до 6 | | Район ПК-10, прямая | вода | от 40до 200 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | Район ПК-10, обратная | вода | от 40до 200 | от 40
до 90 | от 2до 6 | | Район ПК-14, прямая | вода | от 40до 200 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | Район ПК-14, обратная | вода | от 40до 200 | от 40
до 90 | от 2до 6 | | РМЦ, прямая | вода | от 20до 100 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 |
Продолжение таблицы 3
| РМЦ, обратная | вода | от 20до 100 | от 40
до 90 | от 2до 6 | | Собственные нужды пиковая водогрейная котельная, прямая | вода | от 40до 200 | от 65
до 150 | от 8до 13,5 | | Собственные нужды пиковая водогрейная котельная, обратная | вода | от 40до 200 | от 40
до 90 | от 2до 6 | | Трубопровод ХОВ для тепломагистрали 1 | вода | от 30до 320 | от 40до 90 | от 2
до 5 | | Трубопровод ХОВ для тепломагистрали 2,3 | вода | от 30до 320 | от 40до 90 | от 2
до 5 | | Трубопровод подпитки Р-1пиковой котельной | вода | от 30до 400 | от 40до 90 | от 2
до 5 | | Трубопровод подпитки Р-2пиковой котельной | вода | от 30до 500 | от 40до 90 | от 2
до 5 | | Трубопровод подпитки тепловых сетей от ПНБ-9, ПНБ-11 | вода | от 30до 500 | от 40до 90 | от 2
до 5 | | Сырая вода на подпитку(аварийно) | вода | от 30до 630 | от 4до 30 | от 4
до 8 | | Пар на ЧЭМК | перегретый пар | от 2до 32 | от 230до 260 | от 5
до 7 | | Пар на хлебозавод | перегретый пар | от 1до 4 | от 200до 220 | от 3
до 3,72 | | Холодный источник | вода | неизмеряется | от 0до 25 | от 5
до 8 |
Таблица 4 – Характеристики тепломагистралей АСКУТЭ
| Наименованиетепломагистрали | Разность температур впрямом и обратномтрубопроводах, °C | | ТМ «1 тепломагистраль» | от 10 до 110 | | ТМ «2 тепломагистраль» | от 10 до 110 | | ТМ «3 тепломагистраль» | от 10 до 110 | | ТМ «4 тепломагистраль» | от 10 до 110 | | ТМ «5 тепломагистраль» | от 10 до 110 | | ТМ «Район ПК-10» | от 10 до 110 | | ТМ «Район ПК-14» | от 10 до 110 | | ТМ «РМЦ» | от 10 до 110 | | ТМ «Тепломагистраль ЧЭР» | от 10 до 110 | | ТМ «I тепломагистраль, собственные нужды» | от 10 до 110 | | ТМ «Собственные нужды пиковая водогрейная котельная» | от 10 до 110 | | Примечание – коммерческий учет ведется при разности температур более 10 °С |
Таблица 5 – Метрологические характеристики ИК АСКУТЭ
| ИК температуры | | Наименование УУ | Пределы абсолютной погрешности измерительного компонента в условиях эксплуатации1) | Пределы абсолютной погрешности комплексного компонента в условиях эксплуатации1) | Пределы абсолютной погрешности ИК температурыв условиях эксплуатации1) | | Тепломагистраль 1, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 2, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 3, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 4, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 5, прямая сетеваявода;
Трубопровод прямой сетевой воды ЧЭР;
I тепломагистраль, собственныенужды, прямая;
Район ПК-10, прямая;
Район ПК-14, прямая;
РМЦ, прямая;
Собственные нужды пиковаяводогрейная котельная, прямая | °С,
где - измеренное значениетемпературы | ±0,1 °С | ±0,461 °С | | Тепломагистраль 1, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 2, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 3, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 4, обратная сетевая вода; |
Продолжение таблицы 5
| Тепломагистраль 5, обратная сетевая вода;
Трубопровод обратный сетевой воды ЧЭР;
I тепломагистраль, собственныенужды, обратная;
Район ПК-10, обратная; Район ПК-14, обратная;
РМЦ, обратная;
Собственные нужды пиковаяводогрейная котельная, обратная;
Трубопровод ХОВ длятепломагистрали 1;
Трубопровод ХОВ длятепломагистрали 2,3;
Трубопровод подпитки Р-1 пиковой котельной;
Трубопровод подпитки Р-2 пиковой котельной;
Трубопровод подпитки тепловых сетей от ПНБ-9, ПНБ-11 | °С,
где - измеренное значениетемпературы | ±0,1 °С | ±0,345 °С | | Пар на ЧЭМК | | Пар на хлебозавод | | Сырая вода на подпитку (аварийно) | | Холодный источник | | ИК барометрического давления | | Измерительный компонент | Пределы приведенной погрешностикомплексного компонента вусловиях эксплуатации1) | Пределы приведенной погрешностиИК барометрического давления в условиях эксплуатации1) | | Пределы основнойприведеннойпогрешности | Пределыдополнительнойприведенной погрешности | | ±0,2 % | ±0,07 % /10 °С | ±0,125 % | ±0,274 % |
Продолжение таблицы 5
| ИК избыточного давления | | Наименование УУ | Измерительный компонент | Пределы приведеннойпогрешности комплексногокомпонента в условияхэксплуатации1) | Пределы приведеннойпогрешности ИК избыточногодавления в условияхэксплуатации1) | | Тепломагистраль 1, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 2, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 3, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 4, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 5, прямая сетеваявода;
Трубопровод прямой сетевой воды ЧЭР;
I тепломагистраль, собственные нужды, прямая;
Район ПК-10, прямая;
Район ПК-14, прямая;
РМЦ, прямая;
Собственные нуждыпиковая водогрейная котельная, прямая;
Тепломагистраль 1, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 2, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 3, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 4, обратная сетевая вода; | ±0,1 % | ±0,11 % /10 °С | ±0,125 % | ±0,272 % |
Продолжение таблицы 5
| Тепломагистраль 5, обратная сетевая вода;
Трубопровод обратный сетевой воды ЧЭР;
I тепломагистраль, собственные нужды, обратная;
Район ПК-10, обратная;
Район ПК-14, обратная;
РМЦ, обратная;
Собственные нужды пиковая водогрейная котельная, обратная;
Трубопровод ХОВ длятепломагистрали 1;
Трубопровод ХОВ для тепломагистрали 2,3;
Трубопровод подпитки Р-1 пиковойкотельной;
Трубопровод подпитки Р-2 пиковойкотельной;
Трубопровод подпитки тепловых сетейот ПНБ-9, ПНБ-11;
Пар на ЧЭМК;
Пар на хлебозавод;
Сырая вода на подпитку (аварийно);
Холодный источник | ±0,1 % | ±0,11 % /10 °С | ±0,125 % | ±0,272 % |
Продолжение таблицы 5
| ИК массового расхода на базе сужающих устройств | | Наименование УУ | Измерительный компонент3) | Пределы погрешности комплексного компонента в условиях эксплуатации1) | Пределы относительнойпогрешности ИК массовогорасхода в условияхэксплуатации1) 2) | | Пар на ЧЭМК;
Пар на хлебозавод | ±0,04 %(более 6,3 кПа)
±0,06 %(менее 6,3 кПа) | ±0,02 % /10 °С (более 6,3 кПа)
±0,065 % /10 °С(менее 6,3 кПа) | ±0,125 % от диапазона
(погрешность измерения)
±0,1 % от измеренного
значения
(погрешность вычисления) | ±3 % | | ИК массового расхода | | Наименование УУ | Пределы относительнойпогрешности измерительногокомпонента в условияхэксплуатации1) | Пределы погрешности комплексного компонента в условиях эксплуатации1) | Пределы относительнойпогрешности ИК массовогорасхода в условияхэксплуатации1) | | Тепломагистраль 1, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 1, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 2, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 2, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 3, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 3, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 4, прямая сетеваявода; | ±0,5 (±1)4) % (скорость потокаот 0,5 до 20 м/с) | ±0,2 Гц
(погрешность измерения)
±0,1 %(погрешность вычисления) | ±1,45 % |
Продолжение таблицы 5
| Тепломагистраль 4, обратная сетевая вода;
Тепломагистраль 5, прямая сетеваявода;
Тепломагистраль 5, обратная сетевая вода;
Трубопровод прямой сетевой воды ЧЭР;
Трубопровод обратной сетевой воды ЧЭР;
I тепломагистраль, собственные нужды, прямая;
I тепломагистраль, собственные нужды, обратная;
Район ПК-10, прямая;
Район ПК-10, обратная;
Район ПК-14, прямая;
Район ПК-14, обратная;
РМЦ, прямая; РМЦ, обратная;
Собственные нужды пиковаяводогрейная котельная, прямая;
Собственные нужды пиковая водогрейная котельная, обратная | ±0,5 (±1)4) % (скорость потокаот 0,5 до 20 м/с) | ±0,2 Гц
(погрешность измерения)
±0,1 %(погрешность вычисления) | ±1,45 % | | Трубопровод ХОВ длятепломагистрали 1;
Трубопровод ХОВ длятепломагистрали 2,3;
Трубопровод подпитки Р-1 пиковойкотельной;
Трубопровод подпитки Р-2 пиковойкотельной;
Трубопровод подпитки тепловых сетей от ПНБ-9, ПНБ-11; | ±0,5 (±1)4) % (скорость потокаот 0,5 до 20 м/с)
±1 (±2) 4) % (скорость потокаот 0,25 до 0,5 м/с) | ±0,2 Гц
(погрешность измерения)
±0,1 %(погрешность вычисления) | ±2 % |
Продолжение таблицы 5
| Сырая вода на подпитку (аварийно); | ±0,5 (±1)4) % (скорость потокаот 0,5 до 20 м/с)
±1 (±2) 4) % (скорость потокаот 0,25 до 0,5 м/с) | ±0,2 Гц
(погрешность измерения)
±0,1 %(погрешность вычисления) | ±2 % | | Примечания:
1) С учетом таблиц 3, 4 и 7. Нормирование метрологических характеристик велось при разности температур более 10 °С
2) Погрешность ИК была определена с использованием программного комплекса «Расходомер ИСО» модуль «Расчет стандартных сужающих устройств»
3) В качестве измерительных компонентов ИК выступают средства измерения разности давлений
4) В скобках указаны пределы погрешности компонента при поверке имитационным методом. |
Таблица 6 – Метрологические характеристики АСКУТЭ
| Пределы относительной погрешности измерения тепловой энергии наТМ «1 тепломагистраль»; ТМ «2 тепломагистраль»; ТМ «3 тепломагистраль»;ТМ «4 тепломагистраль»; ТМ «5 тепломагистраль»; ТМ «Район ПК-10»; ТМ «Район ПК-14»; ТМ «РМЦ»; ТМ «Тепломагистраль ЧЭР»; ТМ «I тепломагистраль, собственные нужды»; ТМ «Собственные нужды пиковая водогрейная котельная» | | Разность температуртеплоносителя в прямом иобратном трубопроводах | Температура теплоносителя вобратном трубопроводе | Значение | | от 10 до 20 °C | от 40 до 70 °C | ±5 % | | от 11 до 20 °C | от 40 до 82 °C | | от 12 до 20 °C | от 40 до 90 °C | | более 20 °C. | от 40 до 125 °C | ±4 % | | Пределы относительной погрешности измерения тепловой энергии на УУ «Пар на ЧЭМК»,
«Пар на хлебозавод» | | Диапазон расхода пара | Значение | | от 10 до 30 % | ±5 % | | от 30 до 100 % | ±4 % |
Таблица 7 – Условия эксплуатации АСКУТЭ
| Параметр | Значение | | Температура окружающего воздуха, °С | от 5 до 40 | | Относительная влажность не более, % | 80 | | Атмосферное давление, кПа | от 84 до 106,7 |
Таблица 8 – Параметры электропитания АСКУТЭ
| Параметр | Значение | | Напряжение питающей сети, В | | | Частота питающей сети, Гц | | | Максимальная длительность отсутствия электропитания в сети, мин | 30 |
Таблица 9 – Параметры надежности АСКУТЭ
| Параметр | Значение | | Вероятность безотказной работы АСКУТЭ (за интервал 5160 часов) | 0,8 | | Коэффициент готовности уровня УУ АСКУТЭ (за интервал 5160 часов) | 0,9992 | | Срок эксплуатации АСКУТЭ, не менее | 10 лет |
|
| Комплектность | | Наименование | Количество | | Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ГРЭС», зав. № 04. | 1 экз. | | Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ГРЭС». Паспорт. | 1 экз. | | Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ГРЭС». Методика поверки. | 1 экз. |
|
| Поверка | осуществляется по документу МП 51092-12 «Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ГРЭС». Методика поверки», утвержденному 16 июля 2012 г.
| | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АСКУТЭ
Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. Утв. Минтопэнерго 12.09.1995 № ВК-4936.
ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единстваизмерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».
Рекомендации по областям применения в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Осуществление торговли и товарообменных операций.
|
| Заявитель | ООО «НТЦ «Комплексные системы» г. Челябинск, ул. Косарева, 18, тел.(351) 797-84-40,факс (351) 797-84-59, e-mail: support-cs@complexsystems.ru, http://www.complexsystems.ru |
| Испытательный центр | ГЦИ СИ ООО «СТП». Регистрационный номер №30138-09. 420034, РФ, РТ, г.Казань, ул.Декабристов, д.81, тел.(843)214-20-98, факс (843)227-40-10, e-mail: office@ooostp.ru, http://www.ooostp.ru
| |
