Назначение
Системы информационно-измерительные «Кливер» (в дальнейшем - системы) предназначены для измерений тепловой энергии (количества теплоты), количества теплоносителя (горячей воды и пара), холодной воды и природного газа, а также для сбора, хранения и представления измерительной информации.
Описание
Системы являются проектно-компонуемыми изделиями, состав которых определяется проектной документацией на конкретный объект измерений, и содержат основные компоненты (измерительные - средства измерений утвержденных типов, связующие и вспомогательные) из числа следующих:
- счетчики энергоресурсов, имеющие выходные сигналы в стандарте интерфейсов RS-232/RS-485/USB/Ethernet для передачи измерительной информации в цифровом формате в информационную сеть;
- первичные измерительные преобразователи (счетчики), имеющие телеметрический выход, для передачи измерительной информации на счетчики энергоресурсов;
- устройства сбора, хранения и представления измерительной информации от счетчиков энергоресурсов;
- дополнительные устройства, обеспечивающие усиление сигнала при передаче цифровой информации в сеть, адаптеры, преобразователи интерфейсов;
- персональный компьютер (один или несколько) типа IBM PC (Windows XP/Vista/Win7/ Server 2003/ Server2008).
Передача измерительной информации на компьютер осуществляется по коммутируемым и некоммутируемым проводным линиям связи, по радиоканалу с использованием модемов соответствующего типа, по сети Ethernet/Internet или непосредственно с применением специальных средств сбора и переноса данных (накопительных пультов).
Обмен данными между компьютером системы и внешними устройствами поддерживается драйверами программного комплекса «Кливер Мониторинг Энергии».
Перечень основных компонентов системы приведен в таблице 1.
Системы могут состоять из нескольких однотипных измерительных, связующих и вспомогательных компонентов, а также в их составе могут отсутствовать какие-либо компоненты.
Компоненты системы образуют измерительные каналы (в дальнейшем - ИК), выполняющие функцию от восприятия измеряемой величины до получения результатов измерений с нормированными метрологическими характеристиками,
Системы реализуют метод прямых измерений, методика выполнения измерений приведена в эксплуатационной документации.
Перечень основных компонентов системы приведен в таблице 1. Таблица 1
| Наименование канала | Измерительный компонент ИК (номер Госреестра) | Связующий компонент | Вспомогательный компонент |
| ИК тепловой энергии и количества теплоносителя | Теплосчетчики1 ТСК5 (20196-11 ), ТСК7 (23194-07), ЛОГИКА 8941 (43409-09), ЛОГИКА 8943 (43505-09), ЛОГИКА 9941 (27859-05), ЛОГИКА 9943 (29031-10), ЛОГИКА 9961 (32074-06), СПТ961К (17308-98), КМ-5-6И (18361-10), КМ-9 (38254-08), ВЗЛЕТ ТСР-М (27011-09), ТС.ТМК-Н (21288-09), КСТ-22 (25335-08), Эльф (32552-06), MULTICAL 601 (31554-06), МКТС (28118-09), ТеРосс-ТМ (32125-10), СТУ-1 (26532-09) | Проводная линия связи RS232, RS485, USB, Ethernet, телефонная линия с модемами, ра диоканал GSM/GP RS, сеть Интернет, модуль передачи данных МПД, накопительный пульт НП, накопитель АДС90 | Компьютер IBM PC (Windows Server2003/ Server2008/ XP/Vista/ Win7). Программные комплексы «Кливер Мониторинг Энергии» версий 3.0 и 5.1. Преобразователи интерфейса: USB/RS-232/RS-485/ Ethernet |
| ИК количества холодной воды | Счетчики, расходомеры и преобразователи расхода 2 АС-001(22354-08), ПРЭМ (17858-11), ВЭПС (1464605), МастерФлоу (31001-08), ВПС (19650-10), UFM005 (16882-97), Взлет ЭР (20293-10), Взлет ЭМ (30333-10), Прамер-510 (24870-09), КАРАТ-РС (29659-05), Пи-терфлоу РС (46814-11), УРЖ2КМ (23363-07), вычислители ВКТ-5 (20195-07), ВКТ-7 (23195-11), СПТ941 (17687-98), СПТ943 (28895-05), СПТ961 (17029-08), СПТ961 (мод. СПТ961.1 и СПТ961.2) (35477-07), ТВ7 (46601-11), ТМК-Н (27635-08), ВЗЛЕТ ТСРВ (2701009) |
| ИК количества природного газа | Расходомеры переменного перепада давления3, счетчики газа 2 СГ16 (14124-09), TZ (14350-07), TRZ (15412-06), Delta (13839-09), RVG (16422-10) с корректорами газа СПГ741 (20022-08), СПГ761(мод. СПГ761.1 и СПГ761.2) (36693-08), СПГ762 (19309-08), СПГ762 (мод. СПГ762.1 и СПГ762.2) (37670-08), СПГ763 (19310-08), СПГ763 (мод. СПГ763.1 и СПГ763.2) (37671-08) с вычислителями количества газа ВКГ-2 (21852-07), ВКГ-3Д (27162-05), ВКГ-3Т (31879-11). |
лист № 3
всего листов 9
GSM-модем
АТС
□UDGC QQSE3
Модем
RS232
RS485
□oocs
□□□ЕЗ
□EJQMC
□□□ЕЗ
Преобразователь интерфейса RS232-RS485
RS232
GSM-модем
RS485
С1ППИВ □QE3E3
Ь<Ж|Г|Ч|® _____
b'SinOIOM® Сдельно в Рос—
Рисунок 1. Способы организации связи, сбора и представления данных
На рисунке 1 показаны различные способы передачи информации с измерительных компонентов на сервер сбора данных:
1. измерительные компоненты самостоятельно или подключенные через устройства проводной связи (модемы, преобразователи интерфейсов, адаптеры) принимают входящие соединения. Сбор данных может осуществляться автоматически по расписанию или вручную - по заданиям оператора;
2. измерительные компоненты самостоятельно или подключенные через устройства беспроводной связи (модуль передачи данных МПД, радиомодем, GSM/GPRS -модем) могут принимать входящие соединения от сервера сбора данных или связываться с сервером самостоятельно по следующим причинам:
• расписание передачи архивов - 1 раз в сутки;
• расписание выхода на связь - через N минут после последнего сеанса связи;
• при возникновении нештатной ситуации;
• при включении питания МПД или новой инициализации канала связи со стороны МПД.
Если измерительные компоненты не подключены по каналам связи или такие каналы временно недоступны , то персонал имеет возможность снять архивные показания измерительных компонентов на:
• переносной пульт НП-4 (-4 А, -3), накопитель АДС90 и затем передать информацию на сервер сбора данных в офисе или удаленно через интернет;
• на ноутбук и затем передать информацию на сервер сбора данных в офисе или удаленно через интернет.
Персонал, обслуживающий системы, имеет возможность просматривать полученные данные с измерительных компонент, создавать отчеты, управлять компонентами системы со своих рабочих мест, подключившись к серверу сбора данных:
• с компьютеров в локальной вычислительной сети (ЛВС);
• терминалы;
• через удаленные рабочие столы;
• через клиентские программные компоненты системы, установленные на локальных компьютеров пользователей, с подключением к серверу базы данных через интернет;
• через вэб - интерфейс системы.
Безопасная и защищенная передача данных по каналам связи обеспечивается за счет:
• использования выделенных и защищенных каналов связи;
• использования VPN сетей;
• использования SSL (англ. Secure Sockets Layer — уровень защищённых сокетов) — криптографический протокол, который обеспечивает установление безопасного соединения между клиентом и сервером;
• использования шифрования данных;
• использования цифровых удостоверяющих сертификатов компонентами систем.
Программное обеспечение
Программный комплекс (ПК) «Кливер Мониторинг Энергии», состоящий из модулей сбора данных версий 3.0 и 5.1, модулей отображения данных, веб-интерфейса системы не влияет на результаты измерений, так как предназначен для сбора, хранения и представления полученной измерительной информации.
В зависимости от настройки ПК, результаты измерений, представленные непосредственно измерительными компонентами и устройством верхнего уровня посредством ПК, могут отличаться на одну единицу младшего разряда показаний, имеющую меньший вес.
Передача по каналам связи и представление информации на устройствах верхнего уровня осуществляется без искажений передаваемой информации.
Все компоненты ПК «Кливер Мониторинг Энергии» имеют цифровую подпись «Cliver Ltd», как производителя программного обеспечение. Сертификат выдан международным центром сертификации VeriSign. Свойства цифровой подписи можно просмотреть в проводнике Windows в свойствах файла компонентов «Кливер Мониторинг Энергии». Сертификат имеет серийный номер 2627d204eac1ae11d33fa25ebf81fcea, тип сертификата -Digital ID Class 3 - Microsoft Software Validation v2. Также проверить сертификат можно на сайте http://www.verisign.com
Наличие у программных компонент цифровой подписи гарантирует, что он был выпущен разработчиком программ ООО «Кливер» и в последующем не был изменен или подменен кем-либо.
Все метрологически значимые компоненты ПК вынесены в отдельные модули или объединены в библиотеки компонент, кроме цифровых подписей для этих компонент приводятся хэш-коды.
Идентификационные данные программного комплекса (хэш-коды метрологически значимых компонент в шестнадцатеричном формате) приведены в таблице 2.
Таблица 2
| Наименование программного обеспечения | Идентификационное наименование программного обеспечения | Номер версии (идентификационный номер) программного обеспечения | Цифровой идентификатор программного обеспечения (контрольная сумма исполняемого кода) | Алгоритм вычисления цифрового идентификатора программного обеспечения |
| Драйверы вычислителя ВЗЛЕТ ТСРВ (теплосчетчика ВЗЛЕТ ТСР-М) | TCP022.dll | 1.00.0007 | 84E4AC941B842F7260 313AC0B3D264BD | MD5 |
| TCP023.dll | 1.00.0020 | CD51271128AB21FE9 F6B7C7498D418CF | MD5 |
| TCP024.dll | 1.00.0002 | D96AA1F680D1840C2 EA4BF9C2B30BA60 | MD5 |
| TCP026.dll | 1.00.0 | 9361A270BDE2C62F3 70A5AE22C92E5A5 | MD5 |
| tsr024exe.exe | 2.00.0003 | 8605E27CF34936CA0 BB879212E5B54D5 | MD5 |
| Драйверы вычислителей СПТ941 СПТ942 СПТ943 СПТ961 (теплосчетчиков ЛОГИКА 8941 ЛОГИКА 8943 ЛОГИКА 9941 ЛОГИКА 9943 ЛОГИКА 9961 СПТ961К) | SPT941.dll | 1.00.0040 | 9341EFF7FD0BBB497 AD973ADEF92C8AE | MD5 |
| spt94110.dll | 1.00.0015 | B7FA909AAFC0A1FE CAA44E52B145B2AC | MD5 |
| spt942.dll | 1.00.0028 | C630C80D7D29EB7E6 A33CB52BBB23AF0 | MD5 |
| spt943.dll | 1.00.0025 | D9E4E22C105AC06A B40B31917EE8369E | MD5 |
| SPT961.dll | 1.00.0057 | 738F6132F9B5C119F6 D6A36150DD1399 | MD5 |
| Spt94110exe.exe | 2.00.0015 | D493DF30EC361FDEF 5875E5C32008545 | MD5 |
| SpT942exe.exe | 2.00.0005 | 6FF9CA805B411B6AF 462FA2AF9B70AEA | MD5 |
| SpT943exe.exe | 2.00.0008 | 6ED16EA54BE08D409 53AC3CC9696E9F3 | MD5 |
| Spt961exe.exe | 2.00.0015 | D493DF30EC361FDEF 5875E5C32008545 | MD5 |
| Spt961_adapte r.dll | 1.00.0005 | 9DDF95F91112C1B99 AE3765619C233FB | MD5 |
| Spt943_adapte r.dll | 1.00.0001 | F28D3B40BD996D884 DFC0D7AD6325C57 | MD5 |
| Драйверы вычислителей ВКТ-5 ВКТ-7 (теплосчетчиков ТСК5, ТСК7), пультов НП-3, НП-4, НП-4А | VKT5.dll | 1.00.0096 | 83002BE9A697E566B 77DD667677231AE | MD5 |
| VKT7.dll | 1.00.0078 | C1F261F5DA6C19923 9F97F5669B0E2F0 | MD5 |
| NP3_vkt5.dll | 1.00.0048 | EB8A816BB81555A82 482B630BAE5D0EB | MD5 |
| NP4_vkt7.dll | 1.00.0057 | D8ABED9C76AD62F4 3012B3A677F9ED03 | MD5 |
| Vkt5exe.exe | 5.01.0073 | 7EEA9C970F370B3EA 93EBE7BF3536186 | MD5 |
| Vkt7exe.exe | 1.00.0100 | FDBE077894228B01D 554494352BB5C52 | MD5 |
| Драйвер теплосчетчика КМ5 КМ9 | km5.dll | 1.00.0012 | B1DFD7E6E09721CC C672FB50A6B8FB88 | MD5 |
| km9.dll | 1.00.0000 | ADD582F09986D25FB 68DDAF0A9539152 | MD5 |
| Драйвер теплосчетчика МКТС | mkts.dll | 1.00.0003 | 87FBAB93119C4C368 EA3E4FFF664F2BC | MD5 |
| Драйверы теплосчетчика Эльф | ELF.dll | 1.00.0020 | 633D5F5B95F85F9FE1 24DD616C76804D | MD5 |
| Драйвер вычислителя MULTICAL 601 | multical.dll | 1.00.0000 | 9C6ACAF8628EAF1E C7BA898A061B3ACF | MD5 |
| Драйвер вычислителя ТВ 7 (теплосчетчика на базе ТВ7) | tv7.dll | 1.00.0000 | 44965E0B6070CB5DE 35AC8961B09C6D1 | MD5 |
| Драйверы теплосчетчика КТС-22 | kts22.dll | 1.00.0000 | 3E4FA111C503A8169 F188261CEB20440 | MD5 |
| Драйвер вычислителя ТМК-Н | tmkn.dll | 1.00.0000 | FE360EB8F81598E430 9021B98A694EB4 | MD5 |
| Драйвер теплосчетчика Те-Росс-ТМ | teross.dll | 1.00.0002 | 9703009CB4D4A753B 9F29630A48B6995 | MD5 |
| Драйвер вычислителя ВКГ-2 ВКГ-3Т(Д) | VKG2.dll | 1.00.0026 | D791B1DC6633006A5 ACD688C0CEBC07C | MD5 |
| VKG3.dll | 1.00.0005 | 13ED86A53C03862B2 1514B47821EEF8E | MD5 |
| Драйвер вычислителя СПГ741 СПГ761 (762, 763) | spg741.dll | 1.00.0067 | DFB0128100735BAEC 2DA93CE7F1DA817 | MD5 |
| SPG761.dll | 1.00.0002 | C12A5A9368436F8F23 8553B64C258825 | MD5 |
| Драйвер теплосчетчика СТУ-1 | STU1.dll | 1.00.0000 | D9D2B2BEFC7E3F38 2C33FBB05A301A2C | MD5 |
| Драйвер расходомера УРЖ2КМ | URG2KM.dll | 1.00.0000 | 3CFB876AB1AC43CA 74AB2446D413BA9D | MD5 |
| Драйвер преобразователя расхода ПРЭМ | Prem.dll | 1.00.0000 | 3C2975B6D2BE4D159 E24D61357679A1B | MD5 |
| Драйвер расходомера Питер-флоу РС | ptrflrs.dll | 1.00.0000 | 48A260115A24844805 7ACC64AB508261 | MD5 |
Уровень защиты программного обеспечения систем от непреднамеренных и преднамеренных изменений - «С» в соответствии с МИ 3286-2010.
Технические характеристики
ИК систем в рабочих условиях применения обеспечивают метрологические характеристики не хуже, чем приведенные в таблице 3.
Таблица 3
| Измерительный канал | Метрологическая характеристика | Значение характеристики |
| Тепловой энергии и количества | Диапазон измерений тепловой энергии, ГДж (Г кал), Диапазон измерений массы (объема) теплоносите- | 0 - 106 |
| теплоносителя | ля, т (м3), Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении: - тепловой энергии воды; - тепловой энергии пара, % - массы (объема) воды, % - массы пара, % | 0 - 106 Класс В, С по ГОСТ Р 51649-2000 ± 4,0; ± 5,0 ± 1,0; ± 2,0 ± 3,0 |
| Количества холод- | Диапазон измерений объема, не менее, м3 Пределы допускаемой относительной погрешности | 0 - 106 |
| ной воды | при измерении объема, % | ± 1,0; ± 2,0; ± 5,0 |
| Количества природного газа | Диапазон измерений объема газа, не менее, м3 Пределы допускаемой относительной погрешности при применении счетчиков газа: - при измерении объема газа в рабочих условиях, % - при измерении объема газа, приведенного к стандартным условиям, % Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объема газа, приведенного к стандартным условиям, при применении расходомеров переменного перепада давления, % | 0 - 106 ± 1,0; ± 2,0 ± 1,5; ± 2,5 ± 5,0 |
ИК систем обеспечивают свои технические характеристики в рабочих условиях экс-
плуатации, характеризующихся следующими воздействующими факторами:
- температура окружающего воздуха в диапазоне от 5 до 50 °С;
- относительная влажность воздуха не более 95 % при температуре до 35 ° С;
- атмосферное давление в диапазоне от 84 до 106,7 кПа;
- синусоидальная вибрация частотой от 5 до 25 Гц с амплитудой смещения не более 0,1 мм;
- переменное частотой 50 Гц магнитное поле напряженностью не более 40 А/м.
Средняя наработка на отказ 50000 ч.
Средний срок службы 12 лет.
Знак утверждения типа
Знак утверждения типа наносят типографским способом на титульный лист эксплуатационной документации.
Комплектность
Комплектность поставки:
- система информационно-измерительная «Кливер»;
- паспорт КМЭС.411711.001 ПС;
- руководство по эксплуатации КМЭС.411711.001 РЭ;
- инструкция по применению программного комплекса «Кливер Мониторинг Энергии» (поставляется по заказу на CD);
- методика поверки МП 2550-0181-2011;
- эксплуатационная документация на компоненты системы (согласно комплекту их поставки).
Поверка
осуществляется по методике МП 2550-0181-2011 «Системы информационноизмерительные «Кливер». Методика поверки», утвержденной ГЦИ СИ ФГУП «ВНИИМ им. Д.И.Менделеева» 26 октября 2011 г.
Перечень основных эталонов, применяемых при поверке:
1. Установка расходомерная жидкостная типа КПУ-400, УМР-1, РЭ ТВ 6-98: диапазон воспроизведения расхода воды в соответствии с диапазоном поверяемого расходомера, значения пределов относительной погрешности не более 1/3 от пределов допускаемой относительной погрешности измерений поверяемого расходомера;
2. Установка расходомерная газовая типа УПГ-1/1600, УПСЖ-2500, УПСГ6500: диапазон воспроизведения расхода воздуха в соответствии с диапазоном поверяемого счетчика газа, значения пределов относительной погрешности не более 1/3 от пределов допускаемой относительной погрешности измерений поверяемого счетчика;
3. Паровой термостат типа ТП-5 для воспроизведения температуры кипения воды с погрешностью не более ± 0,03 °С;
4. Нулевой термостат для воспроизведения температуры плавления льда с погрешностью ± 0,02 °С;
5. Образцовый платиновый термометр сопротивления 2 разряда по ТУ 50-479-84;
6. Калибратор давления Метран-501-ПКД-Р, диапазон давлений (0-60) МПа, кт. 0,05;
7. Стенд СКС6, диапазон тока (0,025-20) мА, пг. ± 0,003 мА; диапазон сопротивлений (51-673,3) Ом, пг. ± 0,015 Ом, ± 0,067 Ом; диапазон частот (0,61-10000) Гц, пг. ± 0,003 %, количество импульсов в диапазоне от 16 до 65535 имп.;
8. Прибор для поверки вольтметров В1-13, диапазон тока от 0,1 мА до 100 мА, пг. ± 0,015 %;
9. Генератор сигналов прецизионный Г3-110, диапазон частот от 0,01 Гц до 2 МГц, пг. ± 0,0003 %;
10. Магазин сопротивлений Р4831, диапазон сопротивлений от 0,021 до 111111, 1 Ом, кт. 0,02.
Допускается применение других эталонов, предусмотренных НД на поверку измерительной компоненты, включая средства поверки термопреобразователей сопротивления по ГОСТ 8.461-2009, преобразователей давления по МИ 1997-89, счетчиков воды по ГОСТ 8.153-83, счетчиков газа по ГОСТ 8.324-2002.
Сведения о методах измерений
Приведены в руководстве по эксплуатации КМЭС.411711.001 РЭ. Системы информационно-измерительные «Кливер».
Нормативные документы
1. ГОСТ Р 8.596-2002. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
2. ГОСТ Р 8.654-2009. Требования к программному обеспечению средств измерений. Основные положения.
3. ТУ 4252-001-46950592-2011. Системы информационно-измерительные «Кливер». Технические условия.
Рекомендации к применению
Осуществление торговли и товарообменных операций.
