Система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов Калининградской железной дороги - вторая очередь (АСКУ ТЭР Калининградской ЖД - вторая очередь)

Назначение

Система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов Калининградской железной дороги - вторая очередь (АСКУ ТЭР Калининградской ЖД - вторая очередь), далее - Система, предназначена для измерений количества тепловой энергии в паровых системах теплоснабжения, количества пара и количества мазута, для осуществления автоматизированного коммерческого (технического) учета и контроля потребления количества тепловой энергии пара, количества пара и мазута, 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.

Область применения: технологические объекты Калининградской железной дороги.

Полученные данные и результаты измерений могут использоваться для коммерческих расчетов, технического учета и оперативного управления топливно-энергетическими ресурсами.

Описание

Система имеет трехуровневую структуру с распределенной функцией выполнения измерений и включает следующие уровни:

- уровень измерительно-вычислительных комплексов узлов учета энергоресурсов (ИВКЭ);

- уровень информационных комплексов сбора и передачи данных структурного подразделения (ИКП);

- уровень информационно-вычислительного комплекса системы (ИВКС).

Уровень ИВКЭ обеспечивает автоматические измерения, вычисления и сохранение в архиве контролируемых параметров, а также интерфейс доступа к средствам измерений данного уровня.

Уровень ИКП обеспечивает передачу измерительной информации с уровня ИВКЭ на уровень ИВКС.

Уровень ИВКС обеспечивает индикацию, сохранение в архивах и вывод на печать измерительной информации всей системы.

На уровне ИВКЭ система состоит из следующих подсистем:

- подсистема учета мазута;

- подсистема учета пара.

АСКУ ТЭР Калининградской ЖД - вторая очередь решает 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) и от несанкционированного доступа;

- 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 АСКУ ТЭР;

- конфигурирование и настройка параметров АСКУ ТЭР;

- ведение системы единого времени в АСКУ ТЭР (коррекция времени);

- передача журналов событий теплосчетчиков, тепл ©вычислителей и УСПД.

Принцип действия.

В зависимости от измеряемого параметра на уровне ИВКЭ применяются средства измерений, внесенные в Государственный реестр средств измерений.

На узлах учета мазута на подающем и циркуляционном трубопроводах установлены расходомеры, измеряющие расход среды по принципу Кориолиса. Расходомеры обеспечивают измерение температуры, плотности и массы мазута.

Процесс подачи мазута в котельной осуществляется циркуляционным способом. По подающему трубопроводу мазут из расходной емкости насосами подается к котлам, объем подачи регулируется вручную, при этом излишки топлива возвращаются по циркуляционному трубопроводу в расходную емкость.

Для вычисления расхода мазута расходомеры Promass 80F устанавливаются на подающий и циркуляционный трубопроводы, при этом данные о количестве мазута, прошедшего через расходомеры, передаются через тепловычислитель СПТ-961.2 на верхний уровень Системы. Расход топлива (количество мазута, сгоревшего в котлах) определяется разницей объема мазута, прошедшего по подающему и циркуляционному трубопроводам в единицу времени.

На узлах учета пара установлены первичные преобразователи (датчики расхода, термометры сопротивления, преобразователи избыточного давления. Организация учета потребления энергоносителя осуществляется на базе тепловычислителя СПТ961.2 (выполняет преобразования выходных сигналов датчиков расхода, температуры и давления теплоносителя в значения физических величин, вычисляет и ведет коммерческий учет теплоты и массы теплоносителя) и расширителя конфигурации входов АДС97 (измеряет информативные параметры электрических сигналов (частота и количество импульсов, сила тока, сопротивление электрическому току), соответствующие параметрам потоков жидкостей или газов, транспортируемых по трубопроводам (расход или перепад давления, температура, давление, плотность, вязкость и т.п.), преобразования измеренных значений информативных параметров в цифровой код и последующей передачи цифровых данных вычислителю СПТ961.2). Датчик температуры холодной воды определяет количество тепла отпущенного в тепловую сеть и подключается к АДС97. Датчик температуры наружного воздуха устанавливается для анализа работы котельной и подключается к АДС97.

Места расположения приборов учета ТЭР, входящих в состав оборудования уровня ИВКЭ, приведены в техно-рабочем проекте КНГМ.411002.100.

Оборудование уровня ИКП размещается на объектах, где установлены приборы узлов учета и в дорожном центре сбора данных. ИКП обеспечивает передачу данных о потреблении энергоресурсов на уровень ИВКС.

Информационный обмен между узлами учета потребителей ТЭР (теплосчетчиками и тепловычислителями) в составе ИВКЭ и ИКП (УСПД) организовано с применением коммутируемого канала связи по GSM-сети (протокол CSD).

Для организации информационного обмена на физическом уровне используются шкафы связи, в которых установлены GSM-модемы Siemens ТС-65, Siemens МС-55 , преобразователи интерфейсов или специализированные адаптеры. Оборудование шкафов связи подключается к счетчикам ТЭР посредствам физического интерфейса RS-232 или RS485 в зависимости от исполнения счетчика ТЭР.

Оборудование уровня ИКП включает в себя:

- устройство сбора и передачи данных (УСПД) ЭКОМ-ЗООО (1Р-адрес 192.168.31.4) (Госреестр № 17049-04), установленный на АСКУ ТЭР Калининградской ЖД (Госреестр № 36688-08);

- каналообразующую аппаратуру: GSM-модемы Siemens ТС-65 и Siemens МС-55 преобразователь интерфейсов RS-232 - RS 422/485, адаптер АПС-79.

В состав уровня ИВКС входят:

- сервер;

- автоматизированные рабочие места (АРМы).

В системе АСКУ ТЭР Калининградской железной дороги - вторая очередь используется сервер АСКУ ТЭР Калининградской ЖД (Госреестр № 36688-08). На сервере установлена СУБД MS SQL Server 2005 и специализированный программный комплекс "Энергосфера".

Информационный обмен между ИКП (УСПД ЭКОМ-ЗООО) и ИВКС (сервером) организовано посредством локальной сети Ethernet. Обмен данными между сервером системы и автоматизированными рабочими местами (АРМ) специалистов обеспечивается с помощью сети передачи данных (СПД) ОАО «РЖД». Подключение УСПД ЭКОМ-ЗООО и сервера к СПД ОАО «РЖД» производится через коммутатор Cisco Catalyst 2960.

Вся информация сохраняется в базах данных, которые управляются системами базы данных. В процессе работы осуществляется периодическое самотестирование всего оборудования системы. При возникновении перебоев сетевого питания происходит автоматическое переключение на резервное питание.

Энергетические параметры вычисляются для интервалов времени 1 час. Результаты измерений для каждого интервала измерения и 1-часовые данные учета соотнесены с текущим временем.

Описание программного обеспечения.

В состав ПО АСКУ ТЭР Калининградской железной дороги - вторая очередь входят: специализированный программный комплекс "Энергосфера" и встроенные ПО теплосчетчиков и УСПД ЭКОМ-ЗООО.

АСКУ ТЭР оснащена системой обеспечения единого времени (СОЕВ). СОЕВ имеет нормированные метрологические характеристики и обеспечивает автоматическую синхронизацию времени. Для обеспечения единства измерений используется единое календарное время.

Система обеспечения единого времени выполняет следующие функции:

- ведение единого времени на всех приборах учета ТЭР;

- ведение единого времени на УСПД ЭКОМ-3000М;

- ведение единого времени на сервере дороги;

- привязка времени Системы к единому календарному времени;

- прием сигналов от источников точного времени GPS-приемником, входящим в состав УСПД ЭКОМ-ЗОООМ;

- корректировка времени всех приборах учета ТЭР и сервера по времени GPS-приемника, входящего в состав УСПД ЭКОМ-ЗОООМ;

- синхронизация времени всех приборах учета ТЭР и сервера по времени GPS-приемника, входящего в состав УСПД ЭКОМ-ЗОООМ;

- корректировка времени на сервере дороги и АРМах специалистов по времени GPS-приемника, входящего в состав УСПД ЭКОМ-ЗОООМ.

Измерение времени в узлах учета происходит автоматически внутренними таймерами устройств. В узлах учета происходит привязка полученных значений расхода ТЭР ко времени.

Синхронизация по времени приборов узлов учета происходит автоматически при запросе данных от УСПД ЭКОМ-ЗОООМ один раз в сутки, в случае выхода внутреннего времени приборов за допустимую задаваемую разницу времени.

Синхронизация УСПД ЭКОМ-ЗОООМ ("источник точного времени") происходит от GPS-приемника, входящего в состав УСПД ЭКОМ-ЗОООМ. Синхронизация времени сервера осуществляется по времени УСПД ЭКОМ-ЗОООМ - "источника точного времени". Синхронизацию времени сервера осуществляет программа "Сервер опроса". Данная программа позволяет настроить период опроса времени УСПД и допустимую разницу во времени, при превышении которой будет производиться синхронизация.

Предел допускаемой абсолютной погрешности хода часов АСКУ ТЭР ±5 с/сутки.

МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

Состав измерительных каналов АСКУ ТЭР приведен в таблице 1.

Узел 4. Учет пара. Ст. Калининград. Котельная ЦПК (НГЧ). ________________Пар на гребенку №2._______ ______

Примечание:

В колонке «Измеряемая величина» Таблицы 1: М-массовый расход мазута, кг/ч;

или массовый расход пара, т/ч.;

Q - тепловая энергия пара, Гкал/ч;

Пределы допускаемых относительных погрешностей по каналам узлов учета приведен в теблице 2.

Таблица 2

Примечание.

Допускается замена теплосчетчиков и первичных преобразователей на аналогичные утвержденных типов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у перечисленных в Таблице 1. Допускается замена компонентов системы на однотипные утвержденного типа. Замена оформляется актом в установленном на объекте порядке. Акт хранится совместно с настоящим описанием типа АСКУ ТЭР как его неотъемлемая часть.

Параметры надежности применяемых в АСКУ ТЭР измерительных компонентов:

• СПТ 961.2, АДС97, Promass80F, ДРГ.М, УСПД ЭКОМ-ЗООО - среднее время наработки на отказ не менее 75000 часов;

• ТПТ-1-3 - среднее время наработки на отказ не менее 65000 часов;

• Метран-55-ДИ-515 - среднее время наработки на отказ не менее 150000 часов;

• МИДА-БП - среднее время наработки на отказ не менее 180000 часов

Среднее время восстановления, при выходе из строя оборудования:

• для приборов уровня ИВКЭ - Тв < 168 часов;

• для УСПД, СОЕВ - Тв < 24 часа;

• для сервера, компьютера АРМ, модема - Тв < 1 час.

Защита технических и программных средств АСКУ ТЭР от несанкционированного доступа.

Для защиты метрологических характеристик систем от несанкционированных измерений предусмотрен многоступенчатый контроль для доступа к текущим данным и параметрам настройки (механические пломбы, индивидуальные пароли, предупредительные сообщения об испорченной или скорректированной информации).

• панели подключения к электрическим интерфейсам теплосчетчиков защищены механическими пломбами;

• наличие защиты на программном уровне - возможность установки многоуровневых паролей на счетчиках, СБД, АРМ;

• организация доступа к информации ИВК посредством паролей обеспечивает идентификацию пользователей и эксплуатационного персонала;

• защита результатов измерений при передаче.

Наличие фиксации в журнале событий теплосчетчика следующих событий

• фактов параметрирования счетчика;

• фактов пропадания показаний;

• фактов коррекции времени.

Возможность коррекции времени в:

• теплосчетчиках (функция автоматизирована);

• УСПД (функция автоматизирована);

• СБД (функция автоматизирована).

Глубина хранения информации:

• глубина архивов сохраняемых в приборах учета ТЭР составляет не менее: 35 суток для почасового архива, 12 месяцев для посуточного архива, 3 года для помесячного архива;

• глубина архивов сохраняемых в УСПД ЭКОМ-ЗООО 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 системы.

МЕСТО И СПОСОБ НАНЕСЕНИЯ ЗНАКА УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации АСКУ ТЭР типографским способом.

Комплектность

Комплектность АСКУ ТЭР определяется проектной документацией на систему. В комплект поставки входит техническая документация на систему и на комплектующие средства измерений.

Поверка

Поверка проводится в соответствии с документом «ГСП. Система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов Калининградской железной дороги - вторая очередь Методика поверки». МП-773/446-2010 утвержденным ГЦИ СИ ФГУ «Ростест-Москва» в июле 2010 г.

Средства поверки - по НД на измерительные компоненты:

- Расходомер Promass 80F - «ГСИ. Расходомеры массовые Promass. Методика поверки», утвержденной «ВНИИМС» в августе 2007 г.;

- Расходомер ДРГ.М - по 311.01.00.000 МИ «РЕКОМЕНДАЦИЯ. ГСИ. Датчики расхода газа ДРГ.М. Методика поверки»;

- Тепловычислитель СПТ961.2 - по методике поверки МП-2203-0042-2006, утвержденному ГЦИ СИ «ВНИИМ им. Д.И. Менделеева» в 2006 г.;

- Теплосчетчик ЛОГИКА 8 961 - в соответствии с РАЖГ.421431.016 ПМ2 «Теплосчетчики ЛОГИКА 8961. Методика поверки», согласованной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМС» 07.2007 г.;

- Датчик избыточного давления Метран-55-ДИ - в соответствии с МИ 4112012-2001;

- Датчик давления МИДА - по ТНКИ.406233.032РЭ (пп 3.5 Методика поверки);

- Термометр сопротивления ТПТ-1-3- по ГОСТ Р 8.624-2006;

- УСПДЭКОМ-3000-поМП26-262-99;

- Радиочасы МИР РЧ-01, принимающие сигналы спутниковой навигационной системы Global Positioning System (GPS), (Госреестр № 27008-04);

- Переносной компьютер с ПО для работы с приборами учета системы, ПО для работы с радиочасами МИР РЧ-01;

- Термометр по ГОСТ 28498, диапазон измерений - 4О...+5О°С, цена деления 1°С.

Межповерочный интервал - 2 года.

СВЕДЕНИЯ О МЕТОДИКАХ (МЕТОДАХ) ИЗМЕРЕНИЙ

Измерения производятся в соответствии с документом «Система автоматизированная комплексного учета топливно-энергетических ресурсов Калининградской железной дороги - вторая очередь. Методика измерений. МВИ-644/446-01.00229-2010».

Нормативные документы

ГОСТ Р 8.596-2002 «Метрологическое обеспечение измерительных систем».

ГОСТ Р 8.595-2004 " ГСИ. «Масса нефти и нефтепродуктов. Общие требования к методикам выполнения измерений».

МИ 2451 "Рекомендация. ГСИ. Паровые системы теплоснабжения. Уравнения измерений тепловой энергии и количества теплоносителя».

ГОСТ 34.601-90 «Информационная технология. Комплекс стандартов на автоматизированные системы. Автоматизированные системы. Стадии создания».

Техно-рабочий проект КНГМ.411002.100