|
Изображение |  | Номер в госреестре | |
| Наименование | Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя для открытого акционерного общества "Уральская теплосетевая компания" |
| Обозначение типа | Нет данных |
| Производитель | ООО "ЭнергоКруг", г.Пенза |
| Описание типа | Скачать |
| Методика поверки | Скачать |
| Межповерочный интервал (МПИ) | 4 года |
| Допускается поверка партии | Нет |
| Наличие периодической поверки | Да |
| Сведения о типе | Заводской номер |
| Срок свидетельства или заводской номер | зав.№ 01.14 |
| Назначение | Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя для открытого акционерного общества «Уральская теплосетевая компания» (далее – АСКУТЭ) предназначена для измерений давления, температуры, расхода, объема, массы теплоносителя, тепловой энергии, времени в закрытых системах теплоснабжения. |
| Описание | АСКУТЭ представляет собой территориально распределенную многоуровневую автоматизированную информационно-измерительную систему с централизованным управлением и распределенной функцией измерений.
АСКУТЭ обеспечивает решение следующих задач:
– измерение давления, температуры, расхода, массы, объема теплоносителя, тепловой энергии и времени на объектах производства, передачи и потребления тепловой энергии и теплоносителя;
– прием информации о результатах измерений давления, температуры, расхода, объема теплоносителя, тепловой энергии и времени от систем измерительных коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя, утвержденного типа, зарегистрированных в реестре средств измерений (СИ) Федерального информационного фонда по обеспечению единства измерений (ФИФ ОЕИ);
– сбор, архивирование, хранение и передача результатов измерений пользователям, в том числе и другим системам;
– ведение журналов событий;
– обеспечение защиты оборудования, программного обеспечения (ПО) и данных от несанкционированного доступа на физическом и программном уровне (установка паролей и т.п.).
В архивах СИ 2 уровня АСКУТЭ накапливаются следующие интервалы времени:
– время штатной работы АСКУТЭ;
– интервал времени, в течение которого расход теплоносителя был меньше минимального значения;
– интервал времени, в течение которого расход теплоносителя был больше максимально допустимого значения;
– интервал времени, в течение которого разность температур была меньше допустимого значения;
– время действий нештатных ситуаций;
– интервал времени, в течение которого питание СИ 1 уровня было отключено.
В СИ 2 уровня АСКУТЭ регистрируются и хранятся значения тепловой энергии и параметров теплоносителя с фиксацией начала и окончания отчетного периода и результата за отчетный период.
В период нештатных ситуаций учет тепловой энергии прекращается, текущие параметры фиксируются в архиве СИ 2 уровня АСКУТЭ.
Состав измерительных каналов (ИК) АСКУТЭ приведен в таблице 1.
Таблица 1 – Состав ИК АСКУТЭ
| Номер вида узла учета | Коли-чество ИК | Номер ИК | Наименование ИК | Обозначение типа СИ,входящих в состав ИК,№ в реестре СИ ФИФ ОЕИ,характеристики | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 1 | 40 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем/обратномтрубопроводах | MBS 1700
№45082-10
± 1% | ВКТ-7,№23195-11 | DevLinkD-500№57099-14 | | 2 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | MBS3200
№ 23068-08
± 0,5% | ВКТ-7№23195-11 | DevLinkD-500№57099-14 |
| Продолжение таблицы | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 3 | 3 | 6, 7 | Расход теплоносителя | ВСХНКд
№45023-10 | ВКТ-7№23195-11 | DevLinkD-500№57099-14 | | 4 | 10 | 3, 4 | Температуратеплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | КТСПТВХ-В
№24204-03
500П класс А | ВКТ-7№23195-11 | DevLinkD-500№57099-14 | | 5 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | MBS 3200
№ 23068-08
± 0,5% | ВКТ-7№23195-11 | DevLinkD-500№57099-14 |
Продолжение таблицы
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 6 | 10 | 3, 4 | Температуратеплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | КТПТР-06
№ 21605-01
100П класс 2 | ВКТ-7№23195-11 | DevLinkD-500№57099-14 | | 7 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | DMP 330M
№ 23574-02
± 0,5% | ВКТ-7№23195-11 | DevLinkD-500№57099-14 | | 8 | 10 | 3, 4 | Температуратеплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | КТСПТВХ-В
№24204-03
500П класс А | Эльф№45543-10 | DevLinkD-500№57099-14 |
Продолжение таблицы
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 9 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | MBS3200
№ 23068-08
± 0,5% | Эльф№45543-10 | DevLinkD-500№57099-14 | | 10 | 10 | 3, 4 | Температуратеплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | КТСП-Н
№ 38878-12
500П класс А | Эльф№45543-10 | DevLinkD-500№57099-14 | | 11 | 10 | 3, 4 | Температуратеплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | КТСП-Н
№ 38878-12
500П класс А | Эльф№46059-11 | DevLinkD-500№57099-14 |
Продолжение таблицы
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 12 | 10 | 3, 4 | Температуратеплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | КТПТР-01
№46156-10
500П класс А | Эльф №46059-11 | DevLinkD-500№57099-14 | | 13 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | Метран-55№18375-08
± 0,5% | ТЭКОН-19,исп. 06М№24849-13 | DevLinkD-500№57099-14 | | 14 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | MBS 1700№45082-10
± 1,0% | ТЭКОН-19,исп. 06М№24849-13 | DevLinkD-500№57099-14 |
Продолжение таблицы
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 15 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | Метран-55№18375-08
± 0,5% | ТЭКОН-19,исп. 06М№24849-13 | DevLinkD-500№57099-14 | | 16 | 10 | 3, 4 | Температуратеплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | КТСМ, КТСП
№38790-13
100П класс А | ТЭКОН-19,исп. 06М№24849-13 | DevLinkD-500№57099-14 | | 17 | 10 | 3, 4 | Температуратеплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | КТСМ, КТСП
№38790-13
100П класс А | ТЭКОН-19,исп. 06М№24849-13 | DevLinkD-500№57099-14 |
Продолжение таблицы
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 18 | 10 | 1 | Давление теплоносителяв подающем трубопроводе | СДВ-И
№ 28313-11
± 0,25% | ТЭКОН-19,исп. 06М№24849-13 | DevLinkD-500№57099-14 | | 19 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | Метран-55
№18375-08
± 0,5% | CТД-В,
№41550-09 | DevLinkD-500№57099-14 | | 20 | 10 | 3, 4 | Температуратеплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | КТСПМетран-206№38790-13
500П класс А | СПТ941№29824-14 | DevLinkD-500№57099-14 |
Продолжение таблицы
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 21 | 10 | 1 | Давление теплоносителяв подающем трубопроводе | Метран-55№18375-08
± 0,5% | СПТ 961.2№35477-12 | DevLinkD-500№57099-14 | | 22 | 10 | 1 | Давление теплоносителяв подающем трубопроводе | Метран-55
№18375-08
± 0,5% | Ирга-2
№15178-08 | DevLinkD-500№57099-14 | | 23 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | СДВ№28313-11± 0,5% | ВЗЛЕТ ТСРВ№27010-13 | DevLinkD-500№57099-14 |
Продолжение таблицы
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | | 24 | 10 | 1, 2 | Давление теплоносителяв подающем / обратномтрубопроводах | MBS3000
№ 33296-06
± 0,5% | ВЗЛЕТ ТСРВ№27010-13 | DevLinkD-500№57099-14 | | 25 | 2 | 1 | Давление теплоносителяв подающем трубопроводе | Овен ПД-100-ДИ
№ 47586-11
± 0,5% | ТЭКОН-19,№24849-13 | DevLinkD-500№57099-14 | | 26 | 1 | Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ГРЭС», № 51092-12 | | 27 | 1 | Измерительные каналы Системы измерительной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ТЭЦ-1»,№50701-12 | | 28 | 1 | Измерительные каналы Системы измерительной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ТЭЦ-2»,№50344-12 | | 29 | 1 | Измерительные каналы Системы измерительной коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ТЭЦ-3»,№51078-12 | | 30 | 1 | Измерительные каналы Системы коммерческого учета тепловой энергии автоматизированная ОАО «Уральская теплосетевая компания» г Тюмень, № 47923-11 | | Примечание – в качестве теплоносителя применяется:
– вода – узлы учета 1-17, 19, 20, 23, 24, 26-30
– перегретый пар – узлы учета 18, 21, 22, 25 |
Измерение температуры реализуется с помощью простых ИК, основанных на преобразовании температуры в электрическое сопротивление (с помощью термопреобразователей сопротивления – 1 уровень АСКУТЭ), дальнейшем преобразовании электрического сопротивления в напряжение постоянного электрического тока и аналого-цифровом преобразовании напряжения постоянного электрического тока в код (2 уровень АСКУТЭ).
Измерение давления реализуется с помощью простых ИК, основанных на преобразовании давления в силу постоянного электрического тока (1 уровень АСКУТЭ), и дальнейшем аналого-цифровом преобразовании силы постоянного электрического тока в код (2 уровень АСКУТЭ).
Измерение расхода теплоносителя реализуется с помощью простых ИК, основанных на преобразовании расхода теплоносителя в силу постоянного электрического тока или в частоту переменного электрического тока (1 уровень АСКУТЭ) с дальнейшим аналого-цифровом преобразовании этих величин в код (2 уровень АСКУТЭ), либо с помощью стандартных сужающих устройств и датчика разности давлений (ИК 6 узла учета 21).
Измерение объема и массы теплоносителя, а также тепловой энергии теплоносителя реализуется с помощью сложных ИК (2 уровень АСКУТЭ), реализующих косвенные измерения, основанные на использовании результатов измерений температуры, давления и расхода теплоносителя.
Результаты измерений хранятся в энергонезависимой памяти СИ 2 уровня АСКУТЭ.
Долговременное хранение результатов измерений осуществляется с использованием серверов баз данных. Передача результатов измерений от технических средств 2 уровня в измерительно-вычислительный комплекс (ИВК) DevLink (3 уровень АСКУТЭ) осуществляется не реже одного раза в 10 минут. Передача результатов измерений от ИВК DevLink на серверы баз данных осуществляется не реже одного раза в 60 минут.
Синхронизация часов СИ и технических средств 2 и 3 уровня АСКУТЭ с национальной шкалой координированного времени UTC (SU) осуществляется вручную. Все действия по синхронизации хода часов отображаются и записываются в журнал событий. |
| Программное обеспечение | К программному обеспечению (ПО) относятся следующие виды ПО:
– системное ПО:
ОС Windows Server Datacenter 2012;
Windows Server CAL 2012;
MS SQL Server; MS SQL Server Standard 2012;
SQL CAL 2012 Russian;
MS Windows Professional 7; MS Remote Desktop Service CAL;
MS Windows Server Standart 2012 R2;
– прикладное ПО:
1С:8. УПП;
1С: Предприятие 8.3 Лицензия на сервер (х86);
1С – Битрикс: Управление сайтом – веб-кластер;
MS Office Pro 2013;
– специализированное ПО:
Программный комплекс ЭнергоКруг®: сервер консолидации данных WideTrack и станция оператора SCADA/HMI DataRate RT; СРВК DevLink, OPC-сервер СРВК; Драйвера приборов учета.
Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.
Таблица 2 – Идентификационные данные программного обеспечения
| Идентификационныеданные (признаки) | Значение | | Идентификационноенаименование ПО | Программный комплекс ЭнергоКруг:
– Сервер консолидации данных WideTrack;
– Станция оператора SCADA/HMI DataRate RT
OPC-сервер СРВК
СРВК DevLink
Драйвер прибора ВКТ-7
Драйвер прибора Ирга-2
Драйвер прибора Эльф -01, 02, 03, 04П
Драйвер прибора ВТД-В
Драйвер прибора ТЭКОН-19
Драйвер прибора СПТ-961
Драйвер прибора СПТ 941.10 | | Номер версии(идентификационный номер ПО) | 1.7
4.1
1.8
7.1
1.5
1.0
1.1
1.0
1.0
1.2
1.2 | | Цифровой идентификатор ПОпо MD5
по (MODBUS CRC16) | 7fd3cdaaba74a0b0ef3d707a8545df7c
287674e549b31c1c7e61d45a68b2e9bb
8b2764e8674933033732eabd740faa39
(0xC973)
50ca52c2a0d1c848fa47f7b5f655850f
1b9480d4a52cba744482a667576e9e82
8b9dcf9a27f7fb264a5b829ed81a6596
7b94494e67107c7d422c4487971923f6
659564102ac5bd9dbddaba8a3d36e408
78db207209546811f7b4c1620940fe03
4ad2f2169a30852a73dc8e04f35555ff | | Другие идентификационныеданные (если имеются) | Нет |
Оценка влияния ПО на метрологические характеристики АСКУТЭ: метрологические характеристики ИК АСКУТЭ, указанные в таблицах 3, 4, нормированы с учетом ПО.
Защита ПО от непреднамеренных и преднамеренных изменений соответствует уровню «высокий» по Р 50.2.077-2014.
|
| Метрологические и технические характеристики | Верхний предел измерений давления теплоносителя в подающем /обратном трубопроводах с помощью ИК 1, 2узлов учета 1, 2, 5, 7, 9, 13-15, 18, 19, 21-25, МПа1,6.
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления водыв рабочих условиях эксплуатации ИК 1, 2 узлов учета 1, 2, 5, 7, 9, 13-15, 19, 23, 24, %± 2.
Пределы допускаемой приведенной погрешности измерений давления парав рабочих условиях эксплуатации ИК 1, 2 узлов учета 18, 21, 22, 25, %± 1.
Диапазон измерений температуры теплоносителя в подающем /обратном трубопроводах с помощью ИК 3, 4узлов учета 1, 2, 4-17, 19, 20, 23, 24, °Cот 0 до 150.
Диапазон измерений температуры пара в паропроводах с помощью ИК 3узлов учета 18, 21, 22, 25, °Cот 190 до 450.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измеренийтемпературы t теплоносителя в подающем / обратном трубопроводахс помощью ИК 3, 4 узлов учета 1-25, °C± (0,6 + 0,004 t).
Диапазон измерений разности температур теплоносителяв подающем / обратном трубопроводах с помощью ИК 3-5узлов учета 1, 2, 4-12, 20, 23, 24, °Cот 3 до 147.
Диапазон измерений разности температур теплоносителяв подающем / обратном трубопроводах с помощью ИК 3-5узлов учета 13-17, 19, °Cот 10 до 147.
Пределы допускаемой относительной максимальной погрешности (Et)пары датчиков температуры (СИ 1 уровня), выраженной в процентахв зависимости от абсолютной разности температур (t теплоносителяв подающем / обратном трубопроводахс помощью ИК 3-5 узлов учета 1-2, 4-17, 19, 20, 23, 24, %± (0,5 + 3 (tmin/(t),
где (tmin = 3 °C для узлов учета 1-2, 4-12, 20, 23, 24 и (tmin = 10 °C для узлов учета 13-17, 19.
Пределы допускаемой относительной максимальной погрешности (Ec)вычислителя, выраженной в процентах, при измерениях разности температур (tтеплоносителя в подающем / обратном трубопроводахс помощью ИК 3-5 узлов учета 1-2, 4-17, 19, 20, 23, 24, %± (0,5 + (tmin/(t),
где (tmin = 3 °C для узлов учета 1-2, 4-12, 20, 23, 24 и (tmin = 10 °C для узлов учета 13-17, 19.
Диапазон измерений расхода теплоносителя в подающем / обратномтрубопроводах с помощью ИК 6, 7 узлов учета 1, 2, 7, 10, 11, 13-15, 18-25 приведен в таблице 3.
Таблица 3 – Диапазон измерений расхода теплоносителя в подающем / обратном трубопроводах с помощью ИК 6, 7. узлов учета 1, 2, 7, 10, 11, 13-15, 18-25
| №видаузлаучета | Диаметрусловногопрохода,Ду, мм | Направлениепотокатеплоносителя | Диапазон измерений, м3/ч | Особенности | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 1, 14 | 20 | Прямое | 0,0192 | 12 | Класс B1 |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | 32 | Прямое | 0,048 | 30 | Класс B1 | | 2, 7, 13, 15, 19 | 100 | – | 2 | 340 | Длятемпературы водыот 0 до 60 °С |
Продолжение таблицы 3
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | | Свыше 200 | – | 0,04·Ду | 0,034·Ду2 | Длятемпературы водыот 0 до 60 °С | | 10, 11 | 20 | – | 0,02 | 8,1 | – | | 18 | 32 | – | 1,1 | 29 | – | | 20 | 50 | – | 0,4 | 50 | – | | 21 | 200 | – | 18 | 470 | – | | 22 | 200 | – | 7,5 | 400 | – | | 23 | 80 | – | 0,44 | 217 | – | | 24 | 1000 | – | 277,34 | 55 468 | – | | 25 | 200 | – | 18 | 470 | – | | Примечание – для узлов учета 13 и 15 при Ду свыше 200 мм минимальное значение диапазона измерений расхода составляет 0,068·Ду для температуры воды от 0 до 60 °С и 0,034·Ду для температуры воды от 60 до 150 °С |
Пределы допускаемой относительной погрешности (Ef) измерений расхода G теплоносителя в подающем / обратном трубопроводахс помощью ИК 6, 7 узлов учета 1, 2, 7, 10, 11, 13-15, 19, 20, 23, 24, %± (2+0,02(Gмакс/G),
где Gмакс – верхний предел диапазона измерений расхода.
Пределы допускаемой относительной погрешности (Ef) измерений расхода G теплоносителя в подающем / обратном трубопроводахс помощью ИК 6, 7 узлов учета 18, 21, 22, 25, %± 3.
Диапазон измерений объема теплоносителя в подающем / обратномтрубопроводах с помощью ИК 6, 7 узлов учета 3-6, 8, 9, 12, 16, 17 приведен в таблице 4.
Таблица 4 – Диапазон измерений объема теплоносителя в подающем / обратном трубопроводах с помощью ИК 6, 7 узлов учета 3-6, 8, 9, 12, 16, 17.
| №видаузлаучета | Диаметрусловногопрохода,Ду, мм | Расход, м3/ч | Класс по ГОСТ Р 50193.1-92 | | 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 3 | 50/20 | 0,05 | 90 | – |
Продолжение таблицы 4
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | | 4 | 150/40 | 0,4 | 20 | А | | 5, 6 | 20 | 0,1 | 5 | А | | 9, 16, 17 | 25, 32 | 0,24 | 12 | А | | 8 | 20 | 0,1 | 5 | А | | 12 | 65 | 1 | 60 | В |
Пределы допускаемой относительной погрешности измеренийобъема теплоносителя в подающем / обратном трубопроводахс помощью ИК 6, 7 узлов учета 3-6, 8, 9, 12, 16, 17, %± 5.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерениймассы воды, %± 5.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений тепловой энергии воды, %:± (Et + Ec + Ef).
Пределы допускаемой относительной погрешности измеренийтепловой энергии пара, %:
в диапазоне расхода пара от 10 до 30%± 5;
в диапазоне расхода пара от 30 до 100%± 4.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерениймассы пара в диапазоне расхода пара от 10 до 100%, %± 3.
Ход часов± 10 с/сут.
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений давления, температуры, разности температур, расхода, объема теплоносителя, тепловой энергии, времени, а также количество ИК для узлов учета 26-30 в соответствии с описаниями типа систем (№№ 51092-12, 50701-12, 50344-12, 51078-12, 47923-11 в реестре СИ ФИФ ОЕИ).
Емкость архива АСКУТЭ не менее: часового – 60 суток; суточного – 6 месяцев, месячного (итоговые значения) – 3 года.
При отключении электропитания данные в архиве АСКУТЭ сохраняются не менее одного года.
Нормальные условия эксплуатации для технических средств 3-го уровня АСКУТЭ:
– атмосферное давление от 96 до 104 кПа;
– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
– температура окружающего воздуха от 15 до 25 °С;
– напряжение питающей сети переменного тока от 198 до 242 В;
– частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4 Гц;
Нормальные и рабочие условия эксплуатации для средств измерений 1-го и 2-го уровня АСКУТЭ в соответствии с их описанием типа средства измерений.
Рабочие условия эксплуатации для технических средств 3-го уровня АСКУТЭ:
– атмосферное давление от 96 до 104 кПа;
– относительная влажность воздуха от 65 до 75 %;
– температура окружающего воздуха от 5 до 50 °С;
– напряжение питающей сети переменного тока от 198 до 242 В;
– частота питающей сети переменного тока от 49,6 до 50,4 Гц. |
| Комплектность | В комплект АСКУТЭ входят технические средства, программное обеспечение и документация, представленные в таблицах 5, 6 и 7 соответственно.
Таблица 5 – Технические средства
| Наименование | Кол-во шт. | | Сервер сбора данных HP ProLiant DL160 G8 | 1 | | Сервер базы данных HP ProLiant DL580 G7 | 1 | | Система хранения данных HP MSA 2040 FC DC LFF Modular Smart Array System | 1 | | Сервер Базы данных 1С HP BL685c G7 CTO Blade | 1 | | Сервер приложений 1С HP BL465c Gen8 10Gb Flb CTO Blade | 1 | | Блок питания HP BladeSystem | 2 | | Сервер сбора данных Flagman | 1 | | Консоль SMK-580R-17BLK | 1 | | Источники бесперебойного питания | 2 | | Шкаф серверный 1200(600(1000 в сборе (в т.ч. Сервер сбора данных Flagman) | 1 | | Шкаф УСПД, корпус металлический IP31 с размерами 310х395х220. В комплекте:
ИВК DevLink-D500
антенна GSM (8 кор 52);
блок питания 24 В;
блок питания 12 В;
автоматические выключатели;
клеммные зажимы;
панель питания. | до 200 | | Шкаф преобразователя интерфейса, металлический корпус с монтажной панелью, габаритами 300х250х140 мм, степень защиты IP31
В комплекте:
преобразователь интерфейса I7520R;
блок питания 12 В;
автоматический выключатель;
монтажные изделия и материалы | до 10 | | Модуль А-98 | до 11 | | Модуль цепей RS-232 для тепловычислителя Эльф | До 8 | | Модуль контроля сетевого питания для тепловычислителя Эльф | До 8 | | Технические устройства 1, 2 уровней (Средства измерений, входящие в состав ИК) | В соответствии с таблицей 1 |
Таблица 6 – Программное обеспечение
| Наименование | Кол-во шт. | | Системное ПО | | | ОС Windows Server Datacenter 2012
Windows Server CAL 2012
MS SQL Server Standard 2012
SQL CAL 2012 Russian
MS Windows Professional 7
MS Remote Desktop Service CAL
MS Windows Server Standart 2012 R2 | Определяется кол-вомсерверов | | Фирменное ПО | | | 1С:8. УПП
1С: Предприятие 8.3 Лицензия на сервер (х86)
1С – Битрикс: Управление сайтом – веб-кластер
MS Office Pro 2013 | Определяется кол-вом серверов биллинговой подсистемы | | Программный комплекс ЭнергоКруг. Сервер консолидации данных WideTrack; | Определяется кол-вом серверов сбора данных | | Программный комплекс ЭнергоКруг. Станция оператора SCADA/HMI DataRate RT | | OPC-сервер СРВК | | СРВК DevLink | Определяется кол-вом контроллеров сбора данных | | Драйвер прибора ВКТ-7 | Определяется количеством подключаемых приборовучёта | | Драйвер прибора Ирга-2 | | Драйвер прибора Эльф -01, 02, 03, 04П | | Драйвер прибора ВТД-В | | Драйвер прибора ТЭКОН-19 | | Драйвер прибора СПТ-961 | | Драйвер прибора СПТ 941.10 | | Электронный ключ защиты USB | Определяется кол-вомсерверов |
Таблица 7 – Документация
| Наименование | Кол-во шт. | | Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя для открытого акционерного общества «Уральская теплосетевая компания». Формуляр. ИГТЯ.425000.010 ФО | 1 | | Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя для открытого акционерного общества «Уральская теплосетевая компания».Руководство по эксплуатации. ИГТЯ.425000.010 РЭ | 1 | | Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя для открытого акционерного общества «Уральская теплосетевая компания». Методика поверки. ИГТЯ.425000.010 МП | 1 | | Комплект эксплуатационной документации в электронном виде на поставляемые технические устройства и программное обеспечение | 1 |
|
| Поверка | Осуществляется по документу ИГТЯ.425000.010 МП «Система автоматизированная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя для открытого акционерного общества «Уральская теплосетевая компания». Методика поверки», утвержденному ФБУ «Пензенский ЦСМ» в феврале 2015 г.
Рекомендуемые средства поверки:
– радиочасы РЧ-011. Пределы допускаемой погрешности синхронизации времени со шкалой UTC (SU) ± 0,1 с. | | Нормативные и технические документы | , устанавливающие требования к АСКУТЭ
ГОСТ Р 8.596-2002 ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
ГОСТ Р 8.674-2009 ГСИ. Общие требования к средствам измерений и техническим системам и устройствам с измерительными функциями.
ГОСТ Р 8.778-2011 ГСИ. Средства измерений тепловой энергии для водяных систем теплоснабжения. Метрологическое обеспечение. Основные положения.
Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденные Постановлением правительства РФ от 18.11.2013 г. № 1034.
Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, утвержденная Приказом Минстроя России от 17.03.2014 г. № 99/пр.
Рекомендации по областям применения АСКУТЭ в сфере государственного регулирования обеспечения единства измерений
Применяется при выполнении государственных учетных операций и учете количества энергетических ресурсов. |
| Заявитель | ООО «ЭнергоКруг».
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Титова, 1; www.energokrug.ru
Тел. (8412) 483-480, (8412) 556 495, (8412) 556 497. Факс (8412) 556-496.
E-mail: ek@energokrug.ru |
| Испытательный центр | ГЦИ СИ Федеральное бюджетное учреждение «Государственный региональный центр стандартизации, метрологии и испытаний в Пензенской области» (ФБУ «Пензенский ЦСМ»).
Адрес: 440028, г. Пенза, ул. Комсомольская, д. 20; www.penzacsm.ru
Телефон/факс: (8412) 49-82-65, e-mail: pcsm@sura.ru
Аттестат аккредитации ГЦИ СИ ФБУ «Пензенский ЦСМ» по проведению испытаний средств измерений в целях утверждения типа № 30033-10 от 20.07.2010 г.
| |
