Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ОАО "Фортум" филиал "Челябинская ГРЭС". Характеристики, описание, методика поверки.
Госреестр средств измерений РФ на основании сведений из ФГИС “АРШИН”

Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя ОАО "Фортум" филиал "Челябинская ГРЭС"

Основные
Тип
Год регистрации 2012
Дата протокола Приказ 740 п. 24 от 11.09.2012
Номер сертификата 47991
Срок действия сертификата ..
Страна-производитель  Россия 
Тип сертификата (C - серия/E - партия) E

Назначение

Система измерительная коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя 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 (объемный расход, 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 Г ос. 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 Дель-та/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.

С инхронизацию 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, идентифи-

кации, защиты от несанкционированного доступа.

Таблица 2 - Параметры ПО АСКУТЭ

Наименование

ПО

Идентиф икаци-онное 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.

Технические характеристики

Метрологические и технические характеристики АСКУТЭ приведены ниже в таблицах 3-9.

Таблица 3 - Характеристики УУ теплоносителя и тепловой энергии АСКУТЭ

Наименование УУ

Технологический параметр

Изм. среда

Массовый расход, т/ч

Температура, °C

Избыточное давление, кг/см2

Тепломагистраль 1, прямая се-

вода

от 500

от 65

от 8

тевая вода

до 3000

до 150

до 13,5

Тепломагистраль 1, обратная

вода

от 500

от 40

от 2

сетевая вода

до 3000

до 90

до 5

Тепломагистраль 2, прямая се-

вода

от 500

от 65

от 8

тевая вода

до 4500

до 150

до 13,5

Тепломагистраль 2, обратная

вода

от 500

от 40

от 2

сетевая вода

до 4500

до 90

до 5

Тепломагистраль 3, прямая се-

вода

от 32

от 65

от 8

тевая вода

до 160

до 150

до 13,5

Тепломагистраль 3, обратная

вода

от 32

от 40

от 2

сетевая вода

до 160

до 90

до 5

УУ «Тепломагистраль 4, прямая

вода

от 500

от 65

от 8

сетевая вода»

до 4500

до 150

до 13,5

УУ «Тепломагистраль 4, обрат-

вода

от 500

от 40

от 2

ная сетевая вода»

до 4500

до 90

до 5

УУ «Тепломагистраль 5, прямая

вода

от 510

от 65

от 8

сетевая вода»

до 5500

до 150

до 13,5

УУ «Тепломагистраль 5, обрат-

вода

от 510

от 40

от 2

ная сетевая вода»

до 5500

до 90

до 5

УУ «Трубопровод прямой сете-

вода

от 32

от 65

от 8

вой воды ЧЭР»

до 120

до 150

до 13,5

Трубопровод обратной сетевой

вода

от 32

от 40

от 2

воды ЧЭР

до 120

до 90

до 6

I тепломагистраль, собственные

вода

от 57

от 65

от 8

нужды, прямая

до 400

до 150

до 13,5

I тепломагистраль, собственные

вода

от 57

от 40

от 2

нужды, обратная

до 400

до 90

до 6

Район ПК-10, прямая

вода

от 40 до 200

от 65 до 150

от 8 до 13,5

Район ПК-10, обратная

вода

от 40 до 200

от 40 до 90

от 2 до 6

Район ПК-14, прямая

вода

от 40 до 200

от 65 до 150

от 8 до 13,5

Район ПК-14, обратная

вода

от 40 до 200

от 40 до 90

от 2 до 6

РМЦ, прямая

от 20

от 65

от 8

вода

до 100

до 150

до 13,5

РМЦ, обратная

вода

от 20 до 100

от 40 до 90

от 2 до 6

Собственные нужды пиковая водогрейная котельная, прямая

вода

от 40 до 200

от 65 до 150

от 8 до 13,5

Собственные нужды пиковая водогрейная котельная, обратная

вода

от 40 до 200

от 40 до 90

от 2 до 6

Трубопровод ХОВ для тепло-магистрали 1

вода

от 30 до 320

от 40 до 90

от 2

до 5

Трубопровод ХОВ для тепло-магистрали 2,3

вода

от 30 до 320

от 40 до 90

от 2

до 5

Трубопровод подпитки Р-1 пиковой котельной

вода

от 30 до 400

от 40 до 90

от 2

до 5

Трубопровод подпитки Р-2 пиковой котельной

вода

от 30 до 500

от 40 до 90

от 2

до 5

Трубопровод подпитки тепловых сетей от ПНБ-9, ПНБ-11

вода

от 30 до 500

от 40 до 90

от 2

до 5

Сырая  вода на  подпитку

(аварийно)

вода

от 30 до 630

от 4 до 30

от 4 до 8

Пар на ЧЭМК

перегретый пар

от 2 до 32

от 230 до 260

от 5 до 7

Пар на хлебозавод

перегретый пар

от 1 до 4

от 200 до 220

от 3 до 3,72

Холодный источник

вода

не измеряется

от 0 до 25

от 5 до 8

Таблица 4 - Характеристики тепломагистралей АСКУТЭ

Наименование тепломагистрали

Разность температур в прямом и обратном трубопроводах, °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 температуры в условиях эксплуатации1)

Тепломагистраль 1, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 2, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 3, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 4, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 5, прямая сетевая вода;

Трубопровод прямой сетевой воды ЧЭР;

I    тепломагистраль,    собственные

нужды, прямая;

Район ПК-10, прямая;

Район ПК-14, прямая;

РМЦ, прямая;

Собственные     нужды     пиковая

водогрейная котельная, прямая

±(0,15 + 0,002 t|) °С, где t - измеренное значение температуры

±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;

±0,345 °С

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       для

тепломагистрали 1;

Трубопровод       ХОВ       для

тепломагистрали 2,3;

Трубопровод подпитки Р-1 пиковой котельной;

Трубопровод подпитки Р-2 пиковой котельной;

Трубопровод подпитки тепловых сетей от ПНБ-9, ПНБ-11

±(0,15 + 0,002 t|) °С, где t - измеренное значение температуры

±0,1 °С

±0,345 °С

Пар на ЧЭМК

±0,677 °С

Пар на хлебозавод

±0,59 °С

Сырая вода на подпитку (аварийно)

±0,233 °С

Холодный источник

±0,224 °С

ИК барометрического давления

Измерительный компонент

Пределы приведенной погрешности комплексного компонента в условиях эксплуатации1)

Пределы приведенной погрешности ИК барометрического давления в условиях эксплуатации1)

Пределы основной приведенной погрешности

Пределы дополнительной приведенной погрешности

±0,2 %

±0,07 % /10 °С

±0,125 %

±0,274 %

ИК избыточного давления

Наименование УУ

Измерительный компонент

Пределы приведенной погрешности комплексного компонента в условиях эксплуатации1)

Пределы приведенной погрешности ИК избыточного давления в условиях эксплуатации1)

Пределы основной приведенной погрешности

Пределы дополнительной приведенной погрешности

Тепломагистраль 1, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 2, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 3, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 4, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 5, прямая сетевая вода;

Трубопровод прямой сетевой воды ЧЭР;

I тепломагистраль, собственные нужды, прямая;

Район ПК-10, прямая;

Район ПК-14, прямая;

РМЦ, прямая;

Собственные                 нужды

пиковая 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 %

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        для

тепломагистрали 1;

Трубопровод        ХОВ        для

тепломагистрали 2,3;

Трубопровод подпитки Р-1 пиковой котельной;

Трубопровод подпитки Р-2 пиковой котельной;

Трубопровод подпитки тепловых сетей от 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 %

ИК массового расхода на базе сужающих устройств

Наименование УУ

Измерительный компонент3)

Пределы погрешности комплексного компонента в условиях эксплуатации1)

Пределы относительной погрешности ИК массового расхода в условиях эксплуатации1) 2)

Пределы основной приведенной погрешности

Пределы дополнительной приведенной погрешности

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 относительной погрешности измерительного компонента в условиях эксплуатации1)

Пределы погрешности комплексного компонента в условиях эксплуатации1)

Пределы относительной погрешности ИК массового расхода в условиях эксплуатации1)

Тепломагистраль 1, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 1, обратная сетевая вода;

Тепломагистраль 2, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 2, обратная сетевая вода;

Тепломагистраль 3, прямая сетевая вода;

Тепломагистраль 3, обратная сетевая вода;

Тепломагистраль 4, прямая сетевая вода;

±0,5 (±1)4) % (скорость потока от 0,5 до 20 м/с)

±0,2 Гц (погрешность измерения)

±0,1 % (погрешность вычисления)

±1,45 %

Тепломагистраль 4, обратная сетевая вода;

Тепломагистраль 5, прямая сетевая вода;

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     пиковая

водогрейная котельная, прямая;

Собственные нужды пиковая водогрейная котельная, обратная

±0,5 (±1)4) % (скорость потока от 0,5 до 20 м/с)

±0,2 Гц (погрешность измерения)

±0,1 % (погрешность вычисления)

±1,45 %

Трубопровод        ХОВ        для

тепломагистрали 1;

Трубопровод        ХОВ        для

тепломагистрали 2,3;

Трубопровод подпитки Р-1 пиковой котельной;

Трубопровод подпитки Р-2 пиковой котельной;

Трубопровод подпитки тепловых сетей от ПНБ-9, ПНБ-11;

±0,5 (±1)4) % (скорость потока от 0,5 до 20 м/с)

±1 (±2) 4) % (скорость потока от 0,25 до 0,5 м/с)

±0,2 Гц (погрешность измерения)

±0,1 % (погрешность вычисления)

±2 %

Сырая вода на подпитку (аварийно);

±0,5 (±1)4) % (скорость потока от 0,5 до 20 м/с)

±1 (±2) 4) % (скорость потока от 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           на

ТМ       «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 температур теплоносителя в прямом и обратном трубопроводах

Температура теплоносителя в обратном 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

220+15%

10%

Частота питающей сети, Гц

50 ± 1

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

Знак утверждения типа

наносится на маркировочную табличку, закрепленную на шкафу сервера АСКУТЭ, методом шелкографии и на титульный лист паспорта типографским способом.

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.

Сведения о методах измерений

«Инструкция. Государственная система обеспечения единства измерений. Тепловая энергия и энергия теплоносителя. Методика измерения автоматизированной системой коммерческого учета тепловой энергии ОАО «Фортум» филиал «Челябинская ГРЭС», аттестованная ООО «СТП» 26 марта 2012 г, свидетельство об аттестации методики измерений №7049-01.00270-2012.

Нормативные документы

1. Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. Утв. Минтопэнерго

12.09.1995 № ВК-4936.

2. ГОСТ Р 8.596-2002 «Государственная система обеспечения единства

измерений. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения».

Рекомендации к применению

- Осуществление торговли и товарообменных операций.

Развернуть полное описание