Часть 2. Материалы XXXI конференции "Коммерческий учет энергоносителей"

Коммерческий учет энергоносителей Материалы XXXI международной научно-практической конференции

Санкт-Петербург, 26-28 апреля 2011 года

166

Холдинг «Теплоком»

Оборудование для учета энергоресурсов

Холдинг «Теплоком» – одно из крупнейших российских производственно-сбытовых объединений приборостроительной отрасли, работающих в сфере энергосбережения. Компании холдинга разрабатывают, производят оборудование для учета энергоресурсов и энергосбережения, а также реализуют на этой базе технические решения и комплексные энергосберегающие программы на уровне городов и региональных муниципальных образований. Ежегодный выпуск продукции составляет более 125 000 единиц оборудования. Оборудование производства компаний холдинга применяется в теплоэнергетике, жилищнокоммунальном хозяйстве, промышленности, на объектах социальной сферы и в других областях. В настоящее время «Теплоком» предоставляет потребителям полную гамму приборов, необходимых для учета тепловой энергии и газа, а также автоматизации процессов производства, распределения и потребления тепла.

Вычислители количества теплоты ВКТ-5 Разработка ВКТ-5 стала результатом деятельности специалистов компании «Теплоком» в направлении со-

Оборудование для учета энергоресурсов

167

вмещения функций учета и регулирования теплопотребления в одном приборе. Появление ВКТ-5 стало ключевым моментом для компании и производства, повлекшим за собой появление других новых продуктов, основанных на конструктивных и схемотехнических решениях ВКТ-5. Принципиальным отличием ВКТ-5 является возможность конфигураций измерительных входов по желанию заказчика, позволяющая использовать теплосчетчик в любых водяных и паровых системах теплоснабжения и теплопотребления. Кроме этого, ВКТ-5 отличает многоканальность: прибор единовременно может обрабатывать до 8 токовых сигналов датчиков расхода или давления, до 8 частотных сигналов датчика расхода и до 8 сигналов термопреобразователей. Интерфейс RS-232, устанавливающийся по умолчанию, обеспечивает подключение компьютера, модема, принтера, пультов для считывания архивов и переноса их на компьютер. Интерфейс RS-485, который устанавливается дополнительно, позволяет объединять приборы в сеть при подключении к компьютеру или модему. ВКТ-5 дает возможность осуществлять, кроме функций учета тепловой энергии, автоматическое погодное регулирование теплопотребления зданий. Прибор обеспечивает поддержание заданной температуры в помещении, а при необходимости изменяет уровень теплопотребления в течение суток по заданной недельной программе. Это позволяет при минимальных затратах снизить теплопотребление до 20-30%. Возможность погодного регулирования обеспечивают специально предусмотренные выходные сигналы на регулирующие механизмы. Они могут быть установлены в двух системах теплопотребления и реализуют на выбор несколько алгоритмов регулирования.

168

Холдинг «Теплоком»

Глубина архивации часовых и суточных параметров теплоносителя составляет не менее 45 суток. Благодаря накопительным пунктам типа НП, которые разработаны и выпускаются компанией «Теплоком», обеспечивается быстрое считывание архивов, а с помощью модема – их дистанционная передача на компьютер диспетчера. При дистанционном сборе данных с целью диспетчеризации, оперативного реагирования на нештатные ситуации и составления отчетов применяется компьютерная программа «Кливер Мониторинг Энерджи». Разработка совмещенной системы учета и регулирования теплопотребления с применением ВКТ-5 отмечена дипломом городского смотра-конкурса (г.СанктПетербург) по энергосбережению.

ВКТ-7 Вычислитель ВКТ-7 предназначен для учета, регистрации и дистанционного мониторинга тепловой энергии и параметров теплоносителя. Основные особенности ВКТ-7: энергонезависимость и безопасность эксплуатации. ВКТ-7 позволяет обслуживать учет тепловой энергии в двух закрытых и открытых системах водяного теплоснабжения и/или горячего водоснабжения – так в приборе реализовано решение «два тепловычислителя в одном корпусе». Многофункциональность, наличие сервисных входов и выходов, большой ресурс работы источника питания расширяют область применения прибора. Посредством интерфейса (RS-232 или RS-485) информация передается на индикатор и внешние устройства. Кроме использования ВКТ-7 для учета тепла на объектах жилищно-коммунальной сферы, как это планировали разработчики, была отмечена тенденция при-

Оборудование для учета энергоресурсов

169

менения ВКТ-7 для сбора информации о потреблении тепла, горячей и холодной воды на уровне квартиры.

Теплосчетчики ТСК5 Теплосчетчик ТСК5 разработан на базе ВКТ-5. Теплосчетчик ТСК5 состоит из функциональных блоков: – ВКТ-5; – до восьми термопреобразователей сопротивления с номинальным сопротивлением 50, 100 или 500 Ом; – до восьми преобразователей с числоимпульсным сигналом с частотой до 1000 Гц; – до восьми преобразователей давления с выходным сигналом постоянного тока (0-5), (0-20) или (4-20) мА; в том числе до четырех датчиков перепада давления на основе стандартной диафрагмы, имеющих выходной токовый сигнал в диапазонах (0-5), (0-20) или (4-20) мА. Применение ТСК5 наиболее целесообразно для обслуживания узлов учета тепловой энергии и теплоносителя на крупных и средних промышленных и иных объектах, а также источниках теплоты ТЭЦ, котельных, ЦТП и других объектах.

ТСК7 Теплосчетчики ТСК7 предназначены для учета, регистрации и дистанционного мониторинга теплопотребления и параметров теплоносителя в двух открытых и закрытых системах водяного теплоснабжения. ТСК7 состоит из функциональных блоков: – ВКТ-7; – до шести преобразователей расхода объема воды; – до пяти термопреобразователей;

170

Холдинг «Теплоком»

– до пяти преобразователей избыточного давления с выходным сигналом 4-20 мА. Теплосчетчики ТСК7 – оптимальный вариант для оснащения объектов бюджетной и жилищнокоммунальной сферы: школ, жилых домов, детских дошкольных и медицинских учреждений, ЦТП и котельных. Преобразователь расхода ПРЭМ электромагнитный – прибор с расширенными возможностями, обеспечивающий преобразование объемного расхода и объема жидких сред, протекающих через них в любом направлении. ПРЭМ имеет три класса исполнения с различными динамическими диапазонами в прямом и обратном направлениях. Числоимпульсные выходы имеют несколько режимов: реверсивный, с учетом направления потока, компаратор, индикатор ошибки измерения. Одним из преимуществ расходомеров ПРЭМ по сравнению с аналогами является возможность измерения параметров реверсного потока. Вес импульса устанавливается изготовителем при заказе и является неизменным. Дополнительно в ПРЭМ можно установить токовый выход, либо интерфейс RS485, позволяющий объединять несколько приборов в единую сеть. Преобразователи применяются на объектах теплоэнергетического комплекса, промышленных предприятиях и в жилищнокоммунальном комплексе.

Вычислители количества газа ВКГ-2 Вычислитель ВКГ-2 в составе измерительных комплекса природного газа позволяет вести учет в полном объеме по трем газопроводам. В каждом из трубопро-

Оборудование для учета энергоресурсов

171

водов может быть установлен датчик расхода с числоимпульсным выходным сигналом или переменного перепада давления. ВКГ-2 был разработан на базе конструктивных и схемотехнических решений ВКТ-5. Особенности ВКГ-2 – возможность управления исполнительным механизмом регулятора расхода газа, а также режим работы «ограничитель», который используется для поддержания расхода газа, не превышающего заданного значения порога. Функция «регистратор» позволяет регистрировать параметры в заданном временном интервале, что особенно удобно при наладке оборудования. Вычислитель ВКГ-2 рекомендован к применению на объектах ОАО «Газпром», что свидетельствует о высокой степени доверия к указанному средству измерения.

ВКГ-3Т Вычислители ВКГ-3Т предназначены для измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, при контроле и учете, в том числе коммерческом, потребления природного газа в различных отраслях промышленности. Обеспечиваются измерения по одному или двум трубопроводам. В вычислителе количества газа ВКГ-3Т использован традиционный подход к способу построения комплекса. На базе вычислителя могут быть созданы два комплекса, обеспечивающих измерение всех параметров газа в двух трубопроводах.

Преобразователь измерительный ПРИЗ Преобразователи предназначены для измерений выходных сигналов первичных измерительных преоб-

172

Холдинг «Теплоком»

разователей. Применяются в составе измерительных приборов и систем, обеспечивающих получение, в том числе при учетно-расчетных операциях, информации о физических величинах, характеризующих объект измерений, а также в составе систем автоматического регулирования.

Сервисные устройства НП-4А При эксплуатации приборов учета тепла, газа и других энергоносителей необходимо периодически считывать и фиксировать показания результатов измерений. Накопительные пульты разработаны для переноса данных архивов приборов учета на удаленный компьютер. Накопительный пункт НП-4А предназначен для съема архивной информации с вычислителей количества газа и тепловой энергии производства ЗАО «НПФ Теплоком», предусмотрена работа НП-4А с вычислителями других производителей.

АД-1М Адаптер АД-1М предназначен для подключения принтеров с интерфейсом CENTRONICS к приборам и устройствам, имеющим интерфейс RS-232, в частности, к вычислителям ВКТ и ВКГ.

БУ-2 Блок БУ-2 предназначен как для силового управления однофазными двигателями переменного тока от маломощных управляющих сигналов, например, от тепловычислителя ВКТ-5, так и для потенциального управления устройствами включения двигателей сигналами любых стандартных логических уровней от

Оборудование для учета энергоресурсов

173

маломощных управляющих сигналов. БУ-2 совместно с ВКТ-5 применяется для автоматического регулирования параметров теплопотребления: температуры воздуха в помещении, давления и перепада давления, расхода, температуры ГВС. БУ-2 обеспечивает 2 режима управления: автоматический (с использованием маломощных управляющих сигналов измерительных устройств) и ручной (с использованием кнопок клавиатуры блока).

Промышленные контроллеры СПЕКОН Компания «Теплоком» выпускает специализированные контроллеры СПЕКОН СК для автоматизации различных объектов теплоэнергетики – горелок, котлов, котельных, центральных и индивидуальных тепловых пунктов, теплогенераторов, установок вентиляции и кондиционирования, а также технологических объектов в других отраслях промышленности – пламенных печей, подогревателей и т. д. С появлением в номенклатуре выпускаемой продукции контроллеров СПЕКОН компания «Теплоком» стала предоставлять потребителям полную гамму вторичных приборов, необходимых для автоматизации процессов производства, распределения и потребления тепла. Предлагаемые приборы, а также информационно-измерительные системы “Теплоком” и программно-технический комплекс “СПЕКОН” позволяют создавать автоматизированные системы коммерческого учета энергоносителей, автоматизированные системы управления теплоснабжением различной сложности на однотипных приборах от одного производителя. Для удобства пользователя предлагается ПО “СПЕКОН-регистратор”, позволяющее одновременно контролировать на мониторе компьютера в одном окне мгновенные значения всех измеряемых параметров.

174

Холдинг «Теплоком»

В семействе контроллеров СПЕКОН имеются различные исполнения, обеспечивающие автоматическое управление различными типами котлов, работающих на различных видах топлива с любыми горелками, котельными, ЦТП, ИТП и т.д. Контроллеры имеют одинаковое аппаратное исполнение, собраны из одинаковых модулей и отличаются только программным обеспечением, которое ориентировано на соответствующий объект управления. Оборудование для реализации комплексных решений в сфере производства, распределения и контроля потребления тепловой энергии, технические решения и возможность работы с применением различных финансовых схем создают оптимальные условия для работы компаний холдинга «Теплоком» в рамках масштабных региональных и городских программ по энергосбережению. В числе самых крупных реализованных программ – общегородской проект по оборудованию всех жилых многоквартирных зданий г. Новочебоксарска (Чувашия) узлами учета тепловой энергии с диспетчеризацией.

По материалам Холдинга «Теплоком»

175

Вычислители серии КАРАТ-307 — новый продукт НПП «Уралтехнология»

Введение С принятием Федерального закона № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности» государством впервые были сформулированы и предъявлены чёткие требования к энергетической эффективности инфраструктуры и экономики всей страны в целом. Важнейшим из них является полный учёт всех производимых, продаваемых и потребляемых в стране энергоресурсов. Понятно, что решить данную задачу без наличия в стране широкого спектра приборов учёта (желательно отечественного производства), способных обеспечить качественный и достоверный учёт энергетических и коммунальных ресурсов, невозможно. При этом приборы учёта должны соответствовать современным мировым требованиям, которые предъявляются к данному классу приборов. В частности, указанные приборы должны уметь поддерживать многотарифные режимы учёта потреблённых ресурсов, связанные с временем суток, диапазонами измерения и лимитами потребления. Кроме того, приборы должны быть адаптированы к тому, чтобы на их базе, с минимальными затратами, создавать различные автоматизированные системы сбора и передачи данных (АССПД)

176

Вычислители серии КАРАТ-307

на уровне управляющих компаний, микрорайонов и городов, способных к интеграции с различными биллинговыми системами. Вычислитель КАРАТ-307 разработан ООО НПП «Уралтехнология» и запускается в серийное производство в первой половине 2011 года. Данный прибор в полной мере удовлетворяет указанным выше требованиям. Вычислители КАРАТ-307 являются логическим развитием и продолжением выпускаемых ранее компанией комплексов измерительных ЭЛЬФ и теплорегистраторов КАРАТ, получивших широкое распространение и хорошо зарекомендовавших себя на территории Российской Федерации и Республики Казахстан. В данной статье мы рассмотрим возможности и преимущества нового вычислителя, а также остановимся на основных аспектах, связанных с построением АССПД на его основе.

1. Назначение и устройство вычислителя КАРАТ-307 Вычислитель КАРАТ-307 ТУ 4217-008-32277111 является микропроцессорным устройством, разработанным на энергонезависимой схемотехнической и алгоритмической платформе, и предназначается для коммерческого, технологического и субабонентского учёта энергетических ресурсов в системах отопления, ГВС, ХВС, электроснабжения, вентиляции, кондиционирования (хладоснабжения) и наружного воздуха (НВ). Вычислитель КАРАТ-307 – свободно конфигурируемый прибор, который функционирует в одном из двух режимах: в пользовательском (рабочем) режиме или в режиме ТЕСТ. В пользовательском режиме вычислитель производит измерение, преобразование, вычисление и архивирование энергетических параметров,

177

Вычислители серии КАРАТ-307

при этом возможность его конфигурирования отсутствует. В режиме ТЕСТ производится поверка, калибровка и конфигурирование вычислителя, накапливаемые при этом данные не сохраняются. Вычислитель КАРАТ-307 (см. рис. 1) выполнен в корпусе из ударопрочного пластика, который приспосо-

3

2

4

1

6

5

7

8

9

10

1 — многофункциональный интерфейсный разъём (МИР); 2 — изоляционная панель (уплотнитель кабельных вводов); 3 — встроенный оптический интерфейс (для «оптоголовок» RS-232 и USB); 4 — USB соединитель (USB-B разъём); 5 — графический жидкокристаллический индикатор (ЖКИ); 6 — клавиатура управления; 7 — наклейка с заводским номером вычислителя; 8 — крышка корпуса; 9 — полукорпус верхний; 10 — полукорпус нижний. Рисунок 1. Вычислитель КАРАТ-307

178

Вычислители серии КАРАТ-307

блен как для настенного монтажа, так и для монтажа на DIN рейку. Корпус вычислителя состоит из нижнего (позиция 10) и верхнего (позиция 9) полукорпусов, и крышки корпуса (позиция 8). Полукорпуса вычислителя соединены между собой саморезами, крышка корпуса крепится к верхнему полукорпусу прибора невыпадающими винтами. Верхний и нижний полукорпуса прибора образуют при соединении между собой два отсека: коммутационный и вычислительный. В них размещаются коммуникационные платы, вычислительная плата, графический жидкокристаллический индикатор (ЖКИ), коммуникационные и интерфейсные разъёмы, клавиши управления вычислителем, а также батарейный отсек для размещения встраиваего элемента питания (см. рис. 2). Крышка корпуса вычислителя защищает от внешнего доступа и воздействия окружающей среды платы коммутационного отсека, элемент питания, выгородку модулей коммуникации, а также препятствует свободному доступу к переключателю режимов работы прибора (переключатель ТЕСТ). Это исключает возможность несанкционированной перенастройки вычислителя, так как после монтажа прибора крышка корпуса вычислителя опломбируется заинтересованной стороной (см. рис. 2, позиции 8, 18). Коммутационный отсек вычислителя предназначен для подключения первичных измерительных преобразователей, а также интерфейсных линий связи и включает в себя: • уплотнитель на семь герметичных кабельных вводов (рис. 2., поз. 2); • разъём МИР (MDN-7) многофункционального интерфейса (рис. 2., поз. 1);

Вычислители серии КАРАТ-307

179

1 — разъём МИР; 2 — уплотнитель кабельных вводов; 3 — оптический интерфейс; 4 — USB-B разъём; 5 — ЖКИ; 6 — клавиатура управления вычислителем; 7 — заводской номер вычислителя; 8, 18 — пломбировочные приливы; 9 — батарея питания; 10 — разъём подключения батареи питания; 11 — батарейный отсек; 12, 13 — пломбы предприятия-изготовителя; 14, 17 — платы коммуникации; 15 — переключатель ТЕСТ; 16 — вычислительная плата. Рис. 2. Внешний вид вычислителя КАРАТ-307 со снятой крышкой корпуса и местоположение переключателя ТЕСТ.

180

Вычислители серии КАРАТ-307

• две коммутационные платы с клеммами, предназначенные для подключения первичных преобразователей (рис. 2., поз. 14, 17); • разъем для подключения внутреннего автономного источника постоянного тока (рис. 2., поз. 10); • батарейный отсек для размещения внутреннего автономного источника постоянного тока (рис. 2., поз. 11). Вычислительный отсек прибора предназначен для размещения вычислительной платы, органов управления и отображения информации, и включает в себя: • клавиатуру управления вычислителем из 6 клавиш: «МЕНЮ», «ВВОД», «◄», «►», «▲», «▼» (рис. 2., поз. 6); • ЖКИ — четырёхстрочный графический жидкокристаллический дисплей (рис. 2., поз. 5); • окно оптического интерфейса (рис. 2., поз. 3); • разъём USB-B интерфейса USB-Device (рис. 2., поз. 4); • вычислительную плату (рис. 2., поз. 16). На вычислительной плате располагается центральный процессор, аналого-цифровой преобразователь, многоканальные мультиплексоры, оперативное запоминающее устройство, интерфейсные микросхемы, элементы гальванической развязки по выходным сигналам, эталонные резисторы токового сигнала, приёмники число-импульсного сигнала с входными фильтрами. Вычислительная плата соединяется с платами коммутации при помощи штырьковых соединителей, расположенных по краям этих плат.

2. Принцип действия вычислителя КАРАТ-307 Вычислитель, по имеющимся у него измерительным каналам, получает и измеряет электрические сигналы от подключённых к нему первичных преобразователей: • по количеству электрических импульсов от измерительных преобразователей расхода воды (ИПРВ), от из-

181

Вычислители серии КАРАТ-307

мерительных преобразователей расхода газа (ИПРГ) и счётчиков ватт-часов (СВЧ); • по электрическому сопротивлению от измерительных преобразователей температуры (ИПТ) и комплектов измерительных преобразователей температуры (КИПТ); • по силе тока от измерительных преобразователей давления (ИПД). Эти сигналы преобразуются вычислителем в значения системных параметров объёма, температуры, давления, массы, количества тепловой и электрической энергии, по каждому из которых вычислитель КАРАТ-307 ведёт отдельный учёт. При этом имена измеряемых вычислителем КАРАТ-307 параметров могут быть заданы двумя способами. Первый способ заключается в программировании параметров подсистем вычислителя через ПК при помощи программы «КАРАТ-307-Конфигуратор» МСТИ.71942-01. В этом случае имена измеряемых параметров могут быть заданы в произвольной форме. Второй способ заключается в программировании параметров подсистем вычислителя через клавиатуру вычислителя. В этом случае имена измеряемых параметров формируются по приведённым ниже правилам. Пользовательское имя любого параметра подсистемы, программируемого с клавиатуры вычислителя, представляется в виде: Имя параметра: Номер позиции в имени:

Р 1

1 2

2 3

Позиция №1 определяет соответствие задаваемого параметра его физическому смыслу и представляет из себя перечень из системных параметров измеряемых вычислителем, формируется автоматически при кон-

182

Вычислители серии КАРАТ-307

фигурировании канала. Позиция №1 недоступна для редактирования с клавиатуры вычислителя: • Q – тепловая энергия или тепловая мощность, Гкал или Гкал/ч; • G – масса теплоносителя или массовый расход, приведенный к часу, т или т/ч; • V – объем теплоносителя или объемный расход теплоносителя, приведенный к часу, м3 или м3/ч; • T – мгновенное значение температуры или среднее значение температуры, прошедшей по трубопроводу воды, °C; • P – давление воды в трубопроводе – мгновенное или среднее по времени значение, кгс/см2; • С – потреблённая электрическая энергия или потребляемая электрическая мощность, кВт•ч или кВт. Позиции №2, 3 отображают порядковый номер параметра либо его цифро-буквенное обозначение, которое указывает на то, что параметр является суммой, разностью параметров или их средним арифметическим. Позиция номер 3 является необязательной, и в имени параметра, если программируемая подсистема состоит меньше, чем из десяти параметров, может отсутствовать. Позиции №2 и №3 доступны для редактирования пользователем. В таблице 1.1. приведен весь перечень символов, используемых при вводе имени параметра с клавиатуры вычислителя.

N поз.

1 2 3

Перечень символов

Q T P V G C - - - - - - - 1 2 3 4 5 6 7 8 9 s a d х п 1 2 3 4 5 6 7 8 9 0 - - и -

Таблица 1.1. Перечень символов при вводе имён параметров с клавиатуры вычислителя

183

Вычислители серии КАРАТ-307

Где: s – сумма значений; а – среднее арифметическое; d – разность значений; п – подпитка; «х», «и» – холодный источник. Например, для подсистемы объёмного расхода теплоносителя можно привести следующий пример формирования имён параметров:

1 => v1 2 => v2 3 => v3 4 => v4 5 => v5 6 => v6 v7 = v1 + v2 v8 = v5 + v6 v9 = v3 – v4 v10 = (v1+v6) : 2

=> V1 => V2 => V3 => V4 => V5 => V6 => Vs7 => Vs8 => Vd9 => Va0

Цифры от 1 до 6 обозначают номер измерительного канала на плате коммутации, символы v1÷v10 обозначают логические каналы подсистемы, а символы V1÷Vа0 – имена параметров подсистемы. На основании измеряемых значений системных параметров вычислитель рассчитывает их текущие значения и формирует архивы почасовых, посуточных и помесячных данных. Значение параметров, измеряемых по число-импульсным каналам, вычислитель считает постоянно. Значение параметров, измеряемых по току и сопротивлению, прибор рассчитывает раз в минуту. Указанные данные отображаются на ЖКИ вычислителя в меню: «Мгновенные значения» и «Архивные данные». Рассчитанные таким образом данные суммируются в записях «Почасового архива». По окончании суток на основании почасовых отчётных записей создаётся «Посуточная архивная запись». По окончании отчётного месяца на основании посуточных архивных записей

184

Вычислители серии КАРАТ-307

вычислитель создаёт «Помесячную архивную запись» и «Интегральную помесячную запись». Помимо значений системных энергетических параметров вычислитель по окончании отчётного периода, записывает в соответствующие архивы данные о наработке (времени безаварийной работы системы), а также информацию о нештатных (НС) и аварийных ситуациях.

3. Эксплуатационные характеристики вычислителя Вычислитель КАРАТ-307 выполнен в соответствии с действующими техническими требованиями и обладает: • установленными метрологическими характеристиками; • различными видами измерительных входов, позволяющих измерять параметры расхода, температуры и давления; • питание вычислителя может осуществляться как от внутреннего, так и внешнего источников питания; • встроенными интерфейсами: RS-485 или M-Bus (устанавливается по заказу), USB Device, оптическим портом; • архивами почасовых, посуточных, помесячных, помесячных интегральных параметров, а также аварийным посуточным архивом и журналом событий (архивом НС); • возможностью конфигурирования прибора как с персонального компьютера (ПК), так и в ручном режиме с клавиатуры прибора. Вычислитель будет производиться в следующих основных исполнениях: КАРАТ-307-440, КАРАТ-307-444, КАРАТ-307-666. По заказу вычислитель может поставляться и в других исполнениях. Ниже

185

Вычислители серии КАРАТ-307

приводится пример расшифровки обозначения исполнения вычислителя: Наименование вычислителя: КАРАТ-307 Номер позиции

1 в наименовании вычислителя:

4

4

0

2

3

4

Позиция №1 указывает на наименование вычислителя – «КАРАТ-307». Позиция №2 обозначает количество измерительных каналов, предназначенных для измерения расхода (ИПРВ, ИПРГ, СВЧ), – до 6 шт. Позиция №3 обозначает количество измерительных каналов, предназначенных для измерения температуры (ИПТ, КИПТ), – до 6 шт. Позиция №4 обозначает количество измерительных каналов, предназначенных для измерения давления (ИПД), – до 6 шт. Показатели надежности вычислителя составляют: – средняя наработка на отказ, часов, не менее 65 000; – средний срок службы вычислителя, лет, не менее 12; – время хранения зарегистрированной и служебной информации не ограничено. Вычислитель сохраняет свои метрологические и эксплуатационные характеристики при работе в следующих условиях: – температура окружающей среды, °С, от +5 до +50; – относительная влажность воздуха, %, от 30 до 80; – атмосферное давление, кПа, от 84 до 106,7. В вычислителе КАРАТ-307 реализованы: усиленная защита от электростатических разрядов, система подавления наводок и помех как импульсных, так и 50Гц.

186

Вычислители серии КАРАТ-307

Гарантийный срок службы вычислителя КАРАТ-307 при соблюдении пользователем установленных правил эксплуатации составляет 5 лет со дня продажи прибора.

4. Метрологические характеристики вычислителя Вычислитель КАРАТ-307 обладает следующими установленными метрологическими характеристиками, по измеряемым и вычисляемым параметрам: – диапазон измерения температуры, °С, –50…150; – диапазон измерения разности температур, °С, 3…147; – диапазон измерения давления, кгс/см2, 0…25; – диапазон измерения объёма и массы теплоносителя, м3 (т), 0,001…99999999; – диапазон измерения тепловой энергии, Гкал, 0,001…99999999; – диапазон измерения электрической энергии, кВт, 0,001…99999999; – диапазон измерения объёма природного газа, м3, 0,001…99999999; – пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении сопротивления ИПТ и преобразовании в значения температуры, °С, ± 0,15; – пределы допускаемой абсолютной погрешности при измерении сопротивления КИПТ и преобразовании в значения разности температур, °С, ± 0,04; – пределы допускаемой относительной погрешности при измерении сигналов ИПД и преобразовании в значения давления, %, ± 0,3; – пределы допускаемой относительной погрешности при измерении импульсного сигнала ИПРВ, СВЧ, ИПРГ, и преобразовании в значения, объёма теплоносителя, электрической энергии и объёма природного газа, %, ± 0,04;

Вычислители серии КАРАТ-307

187

– пределы допустимой относительной погрешности при измерении сигналов ИП и преобразовании в значения массы теплоносителя, %, ± 0,15; – пределы допускаемой относительной погрешности при измерении сигналов ИП и преобразования в значения тепловой энергии, %, ± (0,5+Δ tmin/Δ t); – пределы допускаемой относительной погрешности при измерении времени, %, ± 0,01.

5. Измеряемые параметры Вычислители КАРАТ-307 обеспечивают измерение, вычисление и индикацию текущих значений следующих параметров: • температуры теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах, °С; • разность температур теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах, °С; • температуру наружного воздуха, °С; • значение объемного (массового) расхода теплоносителя, приведенное к часу, м3/ч (т/ч); • разность объемов (масс) теплоносителя, протекающего по подающему и обратному трубопроводам, приведённая к часу, м3/ч (т/ч); • значение количества потреблённой тепловой энергии, приведенной к часу (тепловая мощность), Гкал/ч; • разность значений количества тепловой энергии в подающем и обратном трубопроводах (для открытой схемы отопления), приведённая к часу, Гкал/ч; • мгновенных значений потребляемой электрической мощности, кВт; • давления теплоносителя, кгс/см2; • времени наработки (корректной работы в заданных режимах) инженерных подсистем, контролируемых вычислителем.

188

Вычислители серии КАРАТ-307

Внимание!!! Вычислитель КАРАТ-307 распределяет потребленную электрическую энергию по 4 тарифам. При распределении электрической энергии по тарифам учитывается заданный при настройке вычислителя список изменённых дней (перенесенных выходных и рабочих дней), который указывается в приложении к паспорту вычислителя. Список может быть обновлен с помощью ПК при любом режиме работы вычислителя.

6. Характеристика электропитания вычислителя КАРАТ-307 Питание вычислителя осуществляется либо от литиевой батареи напряжением 3,6±0,2В, ёмкостью 7,3 Ач, либо от внешнего источника постоянного тока напряжением 24±12В, который подключается через многофункциональный интерфейсный разъем МИР или через клеммные зажимы, расположенные на коммуникационной плате вычислителя. При отключении внешнего источника питания прибор автоматически переходит на работу от внутреннего источника. При подключении к USB-порту персонального компьютера вычислитель берёт питание от него. Кроме того, в вычислителе реализована возможность контролировать питание подключённых к нему первичных преобразователей по наличию напряжения 24 В. Ресурс непрерывной работы вычислителя от внутреннего источника питания составляет не менее 4 лет.

7. Коммуникационные возможности вычислителя В вычислителе КАРАТ-307 используется протокол обмена «Modbus», при помощи которого осуществляется доступ к текущим и архивным записям вычислителя КАРАТ-307. Обмен данными в процессе обеспечения

Вычислители серии КАРАТ-307

189

доступа к указанным записям осуществляется посредством контактного последовательного порта через интерфейсные линии связи USB, RS-485 или M-Bus, а также встроенного оптического порта через оптоголовки RS-232 или USB. При этом доступ ко всем интерфейсам вычислителя осуществляется свободно без вскрытия его корпуса и снятия пломб, кроме того, наличие интерфейса USB позволяет легко конфигурировать прибор, подключая его напрямую к компьютеру. Таким образом, данные с вычислителя КАРАТ-307 можно получать следующими способами. Через интерфейс USB, при подключении к которому ПК воспринимает вычислитель как дополнительный COM-порт и работает с ним через специализированные программы (ОРС-сервер, «КАРАТ-Экспресс-3»). Интерфейс USB предусмотрен во всех модификациях вычислителя КАРАТ-307. Подключение к интерфейсу USB осуществляется через разъем USB-B, расположенный в левом верхнем углу лицевой панели вычислителя. Для подключению к компьютеру необходим стандартный присоединительный кабель USB A-B. Скорость передачи данных с вычислителя составляет 19200 бит/с (смотри рисунок 3). Через интерфейс RS-485, который устанавливается на все серийно выпускаемые вычислители. Подключение вычислителя к интерфейсу RS-485, а также его питание, осуществляется с помощью разъема МИР, расположенного в правой нижней части корпуса вычислителя. Таким образом, для применения данного типа интерфейса требуется внешнее питание для каждого вычислителя и преобразователи интерфейсов RS-232/ RS-485 или USB/RS-485 для согласования с ПК. Данный способ доступен в варианте интерфейсов вычислителя «USB Device + RS-485». С помощью интерфейса RS-485 вычислители можно объединять в сети и считы-

190

Вычислители серии КАРАТ-307

Рис. 3. Применение интерфейса USB-Device

вать данные на ПК программой «КАРАТ-Экспресс-3». Скорость передачи данных составляет 19200 бит/с, смотри рисунок 4. Через интерфейс M-Bus, который устанавливается по заказу вместо интерфейса RS-485. Подключение вычислителя к интерфейсу M-Bus осуществляется с помощью разъема МИР. Для использования данного типа интерфейса требуются контроллеры «M-bus-10» или «M-bus-50», и преобразователи интерфейса RS-232/MBus для согласования с ПК. Данный способ доступен в варианте интерфейсов вычислителя «USB Device + M-Bus». С помощью интерфейса M-Bus вычислители можно объединить в сеть и считывать данные на ПК программой «КАРАТ-Экспресс-3». Скорость передачи данных составляет 4800 бит/с. Через оптический интерфейс посредством «оптоголовки RS-232» данные, накопленные вычислителем, считываются на пульт переноса данных Луч-МК (и далее на ПК) либо непосредственно на ПК. Через оптический интерфейс посредством «оптоголовки USB» данные, накопленные вычислителем, считываются непосредственно на ПК. Для считывания и просмотра данных на ПК должна быть установлена программа

Вычислители серии КАРАТ-307

191

«КАРАТ-Экспресс-3». Скорость передачи данных с вычислителя в обоих случаях составляет 4800 бит/с. Установка оптического интерфейса предусмотрена для всех исполнений вычислителя КАРАТ-307. Окно встроенного оптического интерфейса расположено на левой стороне лицевой панели вычислителя непосредственно под USB-разъёмом.

8. Архивирование результатов измерений Вычислитель накапливает и сохраняет данные о значениях измеренных и вычисленных параметров в архиве, который имеет следующую структуру: – почасовой – 1536 записей (64 суток); – посуточный – 1456 записей (4 года); – помесячный – 48 записей (4 года); – интегральный помесячный – 48 отчетных месяцев; – аварийный посуточный – 496 суток; – журнал событий – 1008 записей. Все архивы вычислителя идентичны по своей структуре, кроме журнала событий, и отображают следующие данные за отчётный период: – значение потреблённого количества тепловой энергии, Гкал; – значение разницы тепловой энергии в подающем и обратном трубопроводе, Гкал; – значение объёма (массы), прошедшего по трубопроводу теплоносителя, м3 (т); – значение разности объёмов (масс) теплоносителя, прошедшего по подающему и обратному трубопроводам, м3 (т); – значение потреблённой по определённому тарифу (по каждому из тарифов в отдельности) электрической энергии, кВт*ч;

192

Вычислители серии КАРАТ-307

– усреднённое значение (за отчётный период) температуры теплоносителя, прошедшего по прямому и обратному трубопроводам, °С; – усреднённое значение разности температур теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах, °С; – усреднённое значение давления теплоносителя в трубопроводах (подающем и обратном), кг/см2; – усреднённое значение температуры наружного воздуха, °С; – учёт времени корректной работы (времени наработки), контролируемых вычислителем, инженерных подсистем отопления, вентиляции, хладоснабжения, ГВС, ХВС, электроснабжения, час. В интегральном помесячном архиве значения вычисляемых прибором параметров (объёма, тепловой и электрической энергии) отображаются нарастающим итогом, а значения измеряемых параметров (температуры, давления, времени) берутся в виде средних значений за отчётный период.

9. Диагностика нештатных и аварийных ситуаций Журнал событий отображает информацию обо всех нештатных ситуациях, возникающих в процессе эксплуатации вычислителя: выход параметров за допустимые значения, неполадки коммуникационного оборудования и энергопотребления, изменения параметров конфигурации вычислителя. Кроме того, в журнале событий отображается причина, дата, время возникновения и окончания действия НС. Просмотр на дисплее вычислителя причин возникновения НС возможен при отображении мгновенных значений параметров. Вычислитель КАРАТ-307 регистрирует нештатные ситуации, связанные с выходом измеряемых параме-

Вычислители серии КАРАТ-307

193

тров за допустимые значения. Кроме того, в журнале отображаются учётные записи событий, связанных с изменением параметров конфигурации вычислителя, отключением (подключением) интерфейсного коммуникационного оборудования, основного и внешнего питания. Нештатные ситуации, связанные с выходом параметров за допустимые значения, записываются в журнал событий один раз в час. События, связанные с включением (отключением) питания, подключением (отключением) интерфейсных линий связи, коррекцией параметров конфигурирования вычислителя, записываются в журнал событий один раз в минуту. Вычислитель КАРАТ-307 предоставляет возможность пользователю самостоятельно выбирать логику обработки возникающих НС, в соответствии с требованиями конкретных энергоснабжающих организаций (ЭСО). Логика обработки нештатной ситуации условно подразделяется на четыре типа: «Нет контроля» – вычислитель работает в режиме технологического учёта, контроль за значениями энергетических параметров не производится, полученные данные сохраняются в соответствующих архивах. «Контроль» – вычислитель при возникновении НС продолжает работу в штатном режиме, используя для расчётов и архивирования значение того параметра (параметров), по которому возникла НС; «Подстановка» – вычислитель при возникновении НС по параметру (параметрам) заменяет значение этого параметра (параметров) на константу, которая записывается в память прибора, либо вычисленное специальным образом значение, и продолжает работу в штатном

194

Вычислители серии КАРАТ-307

режиме, используя для расчётов и архивирования эти данные; «Авария» – вычислитель при возникновении НС по параметру (параметрам) определяет аварию и начинает архивировать данные подсистемы, в которую входит этот параметр, в аварийный посуточный архив. Во время действия аварийной ситуации запись данных во все остальные архивы (почасовой, посуточный, помесячный и помесячный интегральный) прекращается, а наработка аварийной подсистемы приостанавливается.

10. Конфигурирование вычислителя КАРАТ-307 Вычислитель КАРАТ-307 является свободно конфигурируемым прибором, что позволяет вести с его помощью коммерческий и технологический учёт тепловой энергии, объема и массы потреблённого теплоносителя, контролировать его давление и температуру в любых схемах теплоснабжения, водоотведения, вентиляции и хладоснабжения, а также вести учёт объёма потребления природного газа и многотарифный учёт электрической энергии. Вычислитель настраивается под любые требования ЭСО, под любую схему учёта. Поэтому вычислитель КАРАТ-307 по своей сути является универсальной платформой для организации всех видов коммерческого и технологического учёта. Установка конфигурации вычислителя производится только в режиме ТЕСТ. Прибор можно настроить как с ПК при помощи программы «КАРАТ-307Конфигуратор», так и вручную с клавиатуры самого вычислителя. В запущенном в эксплуатацию вычислителе изменить настройки его энергетических параметров без нарушения схемы пломбирования прибора невозможно.

Вычислители серии КАРАТ-307

195

При программировании вычислителя с ПК на него, как правило, устанавливается определённый шаблон конфигурирования, выбранный из библиотеки шаблонов, содержащихся в программе «КАРАТ-307Конфигуратор», изменить алгоритм которого с клавиатуры вычислителя в дальнейшем нельзя. Перенастроить прибор, либо удалить установленную на нём конфигурацию возможно только с ПК. В тоже время с клавиатуры вычислителя возможно проводить корректировку, установленного шаблона, в части перенастройки изменяемых системных параметров, таких как: «Нижняя и верхняя границы», «Вес импульса», «Интервал усреднения», «Ввод константы» и др. Список параметров, значения которых изменяются с клавиатуры вычислителя, приводится в руководстве по эксплуатации. Если после настройки вычислителя с ПК у пользователя возникает необходимость создать новую подсистему учёта, то законфигурировать её будет возможно как с ПК, так и с клавиатуры вычислителя. Кроме того, если по каким-либо причинам пользователь не может произвести настройку нового вычислителя с ПК, то конфигурирование прибора производится с его клавиатуры. Внимание!!! Конфигурация вычислителя в любой момент времени может быть прочитана посредством программы «КАРАТ-307-Конфигуратор». Программа «КАРАТ-307-Конфигуратор» работает в двух режимах: «Эксперт» и «Мастер». Режим «Эксперт» позволяет выполнить любые настройки, которые ограничиваются только коммуникационными возможностями вычислителя, и предназначается для организации нестандартных конфигураций систем учёта. Режим «Мастер» использует для настройки прибора стандартные шаблоны конфигурирования в графическом виде с текстовым

196

Вычислители серии КАРАТ-307

описанием схем учёта, которые содержатся в библиотеке программы. Режим «Мастер» позволяет максимально упростить работу с вычислителем. Настройка вычислителя подразумевает задание определённых параметров, включающих в себя как системные (V, T, P, G, Q, C), так и технические параметры (дата, время и т.п.), которые все вместе называются параметрами конфигурации. Также схема измерения, реализованная в вычислителе, позволяет измерять реальную температуру холодного источника (Тхи) и применять измеренные значения в вычислениях. Как уже отмечалось выше (см. п.2. статьи), для каждого системного параметра можно задать до 16 однотипных параметров. До шести однотипных параметров можно задать за счёт использования измерительных каналов вычислителя. Остальные параметры задаются как различные комбинации (сумма, разность, среднее арифметическое, уравнения баланса) от этих параметров. В вычислителе КАРАТ-307 можно организовать до 16 независимых подсистем учёта по отоплению, ГВС, ХВС, электроснабжению, вентиляции, хладоснабжению и наружному воздуху, используя настроенные (законфигурированные) системные и технические параметры, при этом ограничения накладываются только на длину архивной записи: 55 параметров конфигурации, включая ошибки и наработки в каждой подсистеме. Понятно, что наличие 16 независимых подсистем учёта позволяет при необходимости легко организовать, в дополнение к многотарифному учёту электрической энергии, двухтарифный учёт ГВС, который в последнее время становится всё более популярным у потребителей. Интерфейс пользователя представлен в виде русскоязычного меню, сообщения которого выводятся на графический жидкокристаллический дисплей, который

Вычислители серии КАРАТ-307

197

отображает четыре строки из букв, цифр и знаков. При этом параметры, настраиваемые с компьютера, на ЖКИ вычислителя помечаются знаком ПК, а параметры, законфигурированные с клавиатуры вычислителя, помечаются знаком КЛ. На рис. 4 приведены изображения «Стартового экрана», «Основного меню» и «Архивных данных», возникающие на ЖКИ вычислителя при его эксплуатации. Просмотр параметров и управление работой вычислителя осуществляется с помощью шести клавиш (кнопок) управления, расположенных на лицевой панели прибора, смотри рис. 5. Клавиша ВВОД обеспечивает выполнение следующих функций: – в пользовательском режиме – «вход в меню вычислителя»; – в режиме ТЕСТ – «вход в меню вычислителя» и «принять изменение параметра»;

Рис. 4. Изображение «Стартового экрана», «Меню» и «Архивов» для вычислителя КАРАТ-307

198

Вычислители серии КАРАТ-307

Рис. 5. Клавиши управления и габаритные размеры вычислителя КАРАТ-307.

Клавиша МЕНЮ обеспечивает выполнение следующих функций: – в пользовательском режиме – переход на более высокий уровень меню вычислителя, вплоть до выхода из основного меню; – в режиме ТЕСТ – «выход из меню вычислителя» и «отказ от редактирования параметра». Клавиши «▼», «▲» в пользовательском режиме обеспечивает переход на соседний пункт меню. Нажатие кнопки «▼» приводит к переходу вниз на следующий пункт меню. Соответственно нажатие кнопки «▲» приводит к переходу вверх на следующий пункт меню. В режиме ТЕСТ клавиши «▼», «▲» выполняют те же функции, что и в пользовательском режиме, а также обеспечивают при конфигурировании вычислителя

Вычислители серии КАРАТ-307

199

функцию «изменение значения редактируемого параметра». Кнопка «▼» обеспечивает уменьшение значения параметра, кнопка «▲» - увеличение значения параметра. Для клавиш «▼», «▲» применяются два вида нажатия: короткое (продолжительность менее 1 секунды) и продолжительное (клавиша удерживается в нажатом положении). При коротком нажатии происходит последовательный просмотр параметров. При удержании клавиши в нажатом положении параметры автоматически перемещаются (перелистываются) вниз или вверх, в зависимости от вида клавиши. Любое нажатие на клавиши «▼», «▲», связанное с перемещением параметров, как в пользовательском, так и в тестовом режиме, вызывает соответствующее перемещение «курсора» на дисплее вычислителя. Клавиши «◄» (влево), «►» (вправо) в пользовательском режиме обеспечивают переход между архивными записями. Просмотр архивных данных начинается с записи за последний отчётный период и при каждом нажатии кнопки «◄» происходит переход на одну отчётную запись в прошлое. Соответственно при каждом нажатии кнопки «►» происходит переход на одну отчётную запись из прошлого в сторону последней записи. В режиме ТЕСТ клавиши «◄», «►» выполняют те же функции, что и в пользовательском режиме, а также обеспечивают при конфигурировании вычислителя функцию «выбор редактируемого параметра», которая реализуется путём короткого нажатия на кнопку «◄» или «►» и сопровождается перемещением курсора по ЖКИ вычислителя. Для клавиш «◄», «►» применяются два вида нажатия: короткое (продолжительность менее 1 секунды) и

200

Вычислители серии КАРАТ-307

продолжительное (клавиша удерживается в нажатом положении). При коротком нажатии происходит переход на одну отчётную запись. При удержании клавиши в нажатом положении отчётные записи автоматически перелистываются в ту или иную сторону. При реализации функции «выбор редактируемого параметра» любое нажатие на клавиши «◄», «►» вызывает соответствующее перемещение курсора на дисплее вычислителя. Знак курсора для строки меню или для отдельной цифры или знака производит выделение редактируемых параметров вычислителя. На рис. 6 приводятся развёрнутые изображения меню для настройки вычислителя, его установочных параметров и таблицы конфигурирования вычислителя. Развёрнутое изображение меню настроек системных параметров представлено на рис. 7.

Рис. 6. Развёрнутое изображение основных меню настроек вычислителя

Вычислители серии КАРАТ-307

201

Рис. 7. Развёрнутое изображение настроек системных параметров

202

Вычислители серии КАРАТ-307

11. Способы построения системы диспетчеризации на основе вычислителей КАРАТ-307

При массовом применении приборов учета на объектах промышленности и жилищно-коммунального хозяйства огромное значение имеет организация систем контроля и удаленного доступа к информации о потреблении энергетических ресурсов. Современные приборы учёта, для обеспечения гарантированной доставки информации на верхние уровни таких систем, должны уметь поддерживать общепринятые стандартные протоколы обмена и передачи данных, а также легко коммутироваться с различными элементами стандартного каналообразующего оборудования. Вычислители КАРАТ-307 в полной мере соответствуют указанным выше требованиям. Вычислители КАРАТ-307 могут объединяться в единую автоматизированную систему сбора и передачи данных (АССПД) с использованием как проводных, так и беспроводных линий связи. В проводные АССПД

Рис. 8. Построение АССПД на базе вычислителей КАРАТ-307 посредством интерфейса RS-485

Вычислители серии КАРАТ-307

203

вычислители объединяются посредством интерфейсов RS-485 или M-Bus в количестве до 247 штук. При этом в сеть с интерфейсом RS-485 в один сегмент можно установить до 64 вычислителей (далее через повторитель интерфейса RS-485 – ещё 64 вычислителя и т. д.), смотри рис. 8. В сеть с интерфейсом M-Bus при помощи контроллеров «M-bus-50» («M-Вus-10») в один сегмент аналогично можно установить до 50 (10) вычислителей КАРАТ-307 соответственно, смотри рис. 9 и 10. Беспроводные технологии находят всё более широкое применение при построении АССПД. Их преимущество проявляется тогда, когда неудобно, невозможно или экономически не оправдано использование проводного канала связи. Такие ситуации возникают, например, при большом территориальном разбросе объектов диспетчеризации. Одним из беспроводных решений является применение сетей сотовых линий связи. Для этой цели НПП «Уралтехнология» производит «Коммуникаторы GPRS-485» МСТИ.426441.024, которые обеспечивают связь как с одним, так и сетью вычислителей

Рис. 9. Вариант применения интерфейса M-Bus c контроллерами M-Bus-10

204

Вычислители серии КАРАТ-307

КАРАТ-307. Коммуникаторы поддерживают интерфейс RS-485. К одному «Коммуникатору GPR-S485» можно подключать до 32 вычислителей КАРАТ-307. При взаимодействии вычислителя с коммуникатором на ЖКИ вычислителя КАРАТ-307 выводится информация о состоянии GSM связи: наименование оператора, уровень сигнала, доступный баланс средств. Варианты подключения и объединения в сеть вычислителей КАРАТ-307 с «Коммуникатором GPRS-485» представлены на рисунках 11-14.

Рис. 10. Построение АССПД на базе вычислителей КАРАТ-307 посредством интерфейса M-Bus с контроллерами M-Bus-50

Вычислители серии КАРАТ-307

205

Рис. 11. Осуществление связи с вычислителем при использовании модема на стороне ПК и Коммуникатора GPRS-485 с КАРАТ-307 по технологии CSD.

Рис. 12. Осуществление связи при использовании выделенной линии Ethernet и статического белого IP-адреса на стороне Коммуникатора GPRS-485.

206

Вычислители серии КАРАТ-307

Однако в случаях, когда территория охвата беспроводной сети ограничена размерами небольшого посёлка, микрорайона, производственной площадки или отдельного здания, экономически целесообразно применение радиомодемов малого радиуса действия. Образованная радиомодемами сеть полностью принадлежит пользователю, не использует инфраструктуру сотовой сети и потому не требует расходов на оплату услуг оператора связи. В настоящее время НПП «Уралтехнология» ведёт разработку такого радиомодема для использования его совместно с вычислителем КАРАТ-307. Таким образом, на базе вычислителей КАРАТ-307 можно строить различные варианты автоматизированных систем сбора и передачи данных, которые будут использовать различные типы каналобразующего оборудования и поддерживать различные протоколы сбора и передачи данных. При этом функциональные

Рис. 13. Осуществление связи при использовании выделенной линии Ethernet и статического белого IP-адреса на стороне ПК.

Вычислители серии КАРАТ-307

207

Рис. 14. Осуществление связи использовании выделенной линии Ethernet с статическим белым IP-адресом на стороне ПК и Коммуникатора GPRS-485 с динамическим IP-адресом на стороне КАРАТ-307 (Технология GPRS).

возможности таких систем будут близки между собой и позволят вести многотарифный учёт потребления энергетических ресурсов, сбор, обработку и хранение информации о потреблённых ресурсах, производить оперативный контроль функционального состояния систем, а также осуществлять взаимодействие с контрагентскими службами и биллинговыми системами. Поэтому, исходя из всего вышесказанного, можно с уверенностью утверждать, что вычислители КАРАТ-307 по своей сути являются универсальной платформой для организации всех видов коммерческого, технологического и субабонентского учёта энергетических (коммунальных) ресурсов.

209

В. И. Шутиков ЗАО «Форус», Санкт-Петербург

Опыт промышленной эксплуатации дифференциальноинтегрирующей системы на тепломагистрали Ду-900 В ноябре 2010 года в Тольятти в компании «ТЕВИС» на двухтрубной тепловой магистрали «Город-4» Ду-900 была введена в промышленную эксплуатацию первая в стране профессиональная цифровая система учета энергии и энергоносителей «Ф15-Скорпион», основанная на дифференциально-интегрирующем принципе измерения, о котором мы рассказывали на предыдущих конференциях. Сегодня мы имеем возможность проанализировать результаты работы системы в реальных промышленных условиях. Условия для анализа хороши еще и тем, что на данной магистрали также установлена ультразвуковая система учета (УЗС) на источнике теплоты, расположенная на расстоянии около ста метров по трубопроводу от дифференциально-интегрирующей системы (ДИС). Тепломагистраль имеет циркуляцию 1000-1200 т/ч и является сильно закрытой со средним уровнем водоразбора в 1,0-2,5% от расхода по подающему трубопроводу. Временные графики зависимостей давлений и температур в декабре 2010 года приведены на рис. 1. Как видно из графиков, магистраль является довольно консервативной со стабильными значениями давлений и температур. Первое, что надо отметить, это следующий отрадный факт: сегодня мы научились измерять температуры и разность температур с очень хорошим уровнем точности и долговременной стабильности. На рис. 2 приведены временные графики разности

Рис. 1. Временной график зависимостей давлений и температур в декабре 2010 года

210 В. И. Шутиков

Рис. 2. Разность результатов измерения температур в подающем трубопроводе, выполненных двумя системами учета, и, аналогично, в обратном трубопроводе в январе 2011 года

Опыт промышленной эксплуатации 211

Рис. 3 Графики часовых масс и их разности, выполненные УЗС в декабре 2010 года

212 В. И. Шутиков

Опыт промышленной эксплуатации

213

результатов измерения температур в подающем трубопроводе, выполненных двумя системами учета в январе 2011 года, и, аналогично, в обратном трубопроводе. Среднеквадратичное значение абсолютного рассогласования за месяц составило 0,0375°С и 0,0374°С в подающем и обратном трубопроводах соответственно, при средних значениях абсолютного рассогласования за тот же период времени 0,083°С и 0,128°С. Отметим, что измерения температур в дифференциально-интегрирующей системе выполнялись согласованной парой типа КТПТР, производства компании «Термико». Также отметим, что подобный уровень согласования наблюдался на протяжении всего отопительного периода вплоть до настоящего момента. Поскольку с точностью измерения температур ситуация довольно благоприятная, а влияние погрешности измерения абсолютного давления на общую погрешность измерения тепловой энергии и потребленного (отпущенного) водяного теплоносителя пренебрежимо мало вследствие очень слабой зависимости плотности и энтальпии воды от абсолютного давления, можно сказать, что проблема точности измерения тепловой энергии и водяного теплоносителя это проблема точности измерения расхода и количества теплоносителя. Посмотрим теперь на то, что происходило с измерением часовых масс и их разности в декабре 2010 года. На рис. 3 приведены временные графики часовых масс и их разности, выполненные УЗС. Глядя на приведенные графики, можно сделать следующие любопытные наблюдения: во-первых, разность масс ведет себя довольно хаотично, не проявляя никаких признаков суточной цикличности потребления горячей воды, и многократно принимая отрицательные значения в начале месяца, во-вторых, девятого декабря в рабочее время произошло некоторое «событие», которое привело к заметному и скачкообразному росту

Рис. 4. Графики часовых масс и их разности, выполненные ДИС в декабре 2010 года

214 В. И. Шутиков

Опыт промышленной эксплуатации

215

часовой разности масс со среднего значения в 6,5 т до упомянутого «события», до среднего значения в 45 т после «события», т. е. в 6,9 раза. Первое наблюдение, связанное с хаотичным поведением разности масс, довольно естественно и объяснимо: даже если предположить, что УЗС имеет относительную погрешность измерения расхода 1%, лучшего поведения разности масс в данном случае ожидать не приходится, поскольку при таком маленьком водоразборе допускаемая погрешность измерения разности масс составляет сотни процентов. Второе наблюдение, как мы увидим далее, связано с тем, что на десятом часу утра 9 января измеряемый УЗС расход на подаче увеличился ровно на 4%. Каковы бы ни были истинные причины такого странного поведения УЗС, рукотворны ли они или совершенно случайны, понятно, что данный факт заставляет задуматься о качестве реальной метрологии в данном узле учета. Посмотрим теперь на результаты измерений тех же параметров, выполненные дифференциально-интегрирующей системой за тот же месяц, которые приведены на рис. 4. Здесь картина совершенно иная: никакого хаотичного поведения разности масс не наблюдается, а наблюдается логичная и стабильная суточная цикличность потребления горячей воды с минимальным значением в ночные часы и максимальным в первой половине дня. Также совершенно отчетливо просматривается снижение потребления горячей воды в выходные дни. Логичная и стабильная картина обусловлена высокими метрологическими характеристиками ДИС при измерении разности масс: в данном случае (при данных конкретных режимах работы тепломагистрали и среднемесячном уровне водоразбора в 1,14% от расхода в подающем трубопроводе) средневзвешенная допускаемая относительная погрешность измерения разности масс составляет около 7%, что лучше допускаемой погрешно-

Рис. 5. Результаты измерений часовых масс в подающем трубопроводе, выполненные ДИС и УЗС в декабре 2010 года

216 В. И. Шутиков

Опыт промышленной эксплуатации

217

сти УЗС в тех же условиях в 34 раза. Прежде чем перейти к некоторым количественным оценкам результатов измерений двух систем, посмотрим на результаты измерений часовых масс в подающем трубопроводе, приведенные на рис. 5. Приведенные графики показывают, что упомянутое выше «событие 9 декабря» произошло именно в канале измерения часовой массы в подающем трубопроводе УЗС: до этого «события» результаты измерения часовых масс УЗС на подаче были занижены в среднем на 25 т, что и приводило к многократно наблюдающейся отрицательной разности масс. Понятно, что такая возмутительная ситуация не могла продолжаться сколь-нибудь значительное время, поэтому в этом смысле «событие 9 декабря» выглядит вполне «логичным». А вот фигура высшего пилотажа типа «горка» в интервале 18-21 декабря, выполненная УЗС, никакому логическому объяснению не поддается также, как и знаменитый кот, который гуляет сам по себе: и здесь все бы было хорошо, если бы амплитуда этой «горки» не выходила за пределы метрологического допуска. Теперь посмотрим качественно на сравнительные результаты измерения часовой разности масс, которые приведены на рис. 6. На приведенном графике видна качественная разница между результатами измерения часовых масс потребленной горячей воды для двух систем учета: площадь области, закрашенной в зеленый цвет, равна массе дополнительного «метрологического» потребления горячей воды за декабрь месяц, сформированного УЗС. Экономически и технически значимую количественную оценку получим сформировав нарастающим итогом с начала месяца массу потребленной горячей

Рис. 6. Результаты измерения часовой разности масс двумя системами в декабре 2011 года

218 В. И. Шутиков

Рис. 7. Потребление ГВС нарастающим итогом с начала декабря месяца по данным двух систем учета

Опыт промышленной эксплуатации 219

Рис. 8. Распределение по месяцам разностей в стоимости суммарной потребленной тепловой энергии, потребленной ХОВ и суммарной стоимости потребленных энергоресурсов, рассчитанных на основе данных учета УЗС и ДИС

220 В. И. Шутиков

Опыт промышленной эксплуатации

221

воды по результатам измерения двух систем учета, приведенную на рис. 7. Завышение массы потребленной горячей воды по данным УЗС составило на конец месяца 275% по сравнению с данными ДИС. Заметим в очередной раз, что точность измерения разности масс является совершенно критическим параметром также и при ведении учета отпущенной/потребленной энергии, поскольку отпущенная/потребленная химически очищенная горячая вода имеет очень высокое энергосодержание. Посмотрим теперь на сравнительные экономические результаты работы за декабрь, январь и февраль, приняв условную стоимость 1 ГКал энергии равной 1000 рублей, а стоимость 1 т химически очищенной воды равной 25 рублям. На диаграмме, приведенной на рис. 8, показано распределение по месяцам разностей в стоимости: а) суммарной потребленной тепловой энергии, б) потребленной химически очищенной воды (ХОВ) и в) суммарной стоимости потребленных энергоресурсов, рассчитанных на основе данных учета УЗС и ДИС соответственно. Более высокие данные разностей стоимости энергоресурсов в январе и феврале, по сравнению с декабрем, полностью обусловлены «событием 9 декабря» и ясно показывают всю важность качественного метрологического обеспечения узлов учета тепловой энергии, выраженную в стоимостном эквиваленте. По данным января мы получим «экономический эффект» от применения ДИС, равный примерно 2 млн. руб. в месяц на 1000 т/ч циркуляции. На рис. 9 и рис. 10 приведены результаты измерений часовых разностей масс двумя системами учета в январе и феврале 2011 года, которые, как видится, в дополнительных комментариях не нуждаются. Обратим

Рис. 9. Результаты измерений часовых разностей масс двумя системами учета в январе 2011 года

222 В. И. Шутиков

Рис. 10. Результаты измерений часовых разностей масс двумя системами учета в феврале 2011 года

Опыт промышленной эксплуатации 223

Рис. 11. Относительное рассогласование каналов измерения часовых масс УЗС.

224 В. И. Шутиков

Опыт промышленной эксплуатации

225

внимание только на результаты измерения в течение новогодних праздников – снижение потребления горячей воды абонентами отчетливо зарегистрировано дифференциально-интегрирующей системой. В заключение приведем еще один любопытный попутный результат: если принять результаты измерений ДИС за эталонные, на что мы имеем полное право, поскольку допускаемая погрешность ДИС по измерению масс в трубопроводах почти вчетверо меньше, чем у УЗС, а по измерению разности масс допускаемая погрешность ДИС меньше допускаемой погрешности УЗС в 34 раза, то можно рассчитать относительное рассогласование двух каналов измерения часовых масс УЗС на реальных данных. Иными словами, этот расчетный результат мы бы имели в случае, если бы УЗС проводила измерения на полностью закрытой магистрали с циркуляцией, равной фактическому расходу в подающем трубопроводе. Результаты такого расчета приведены на рис. 11. Из приведенного графика видно, что реальное относительное рассогласование двух каналов измерения УЗС составляет около 4,5% (при доверительной вероятности 0,95) в области реальных расходов, имевших место в январе 2011 года, и оно будет нарастать по мере снижения циркуляции. Ну и напоследок отметим тот факт, что за пять месяцев эксплуатации ДИС не зарегистрировано ни одного случая нештатной работы как самой системы, так и нештатных технологических режимов на тепломагистрали «Город-4». Сведения об авторе: Шутиков Вячеслав Иванович, ЗАО «Форус», Санкт-Петербург, (812) 336-53-25, mail@forus.spb.ru

226

В. М. Меркулов генеральный директор ЗАО «ТЕРМИКО» (Москва)

Некоторые тонкости измерения температуры термометром сопротивления

Термометр сопротивления (ТС) конструктивно представляет собой чувствительный элемент (ЧЭ) – напыленный или проволочный резистор, выполненный из материала с хорошо известной, однозначной и долговременно воспроизводимой температурной зависимостью сопротивления. Для удобства работы этот ЧЭ может быть помещен в корпус, имеющий, к примеру, штуцер для его фиксации в измеряемом объекте, а также клемную головку или кабель для связи с вторичным, показывающим, прибором. Вторичный прибор обеспечивает необходимый рабочий ток через ЧЭ и производит измерения Rчэ, однозначно связанные с его температурой. Измерения сопротивления могут быть организованы по 2-х, 3-х или 4-х проводным схемам. Две последние из них являются самыми правильными и точными, так как позволяют автоматически учитывать сопротивление подводящих проводников, чего не обеспечивает двухпроводная схема подключения ЧЭ к вторичному прибору. Двухпроводная схема применяется при коротких линиях связи и там, где сопротивление подводящих проводов может быть измерено и учтено потребителем. Чувствительная часть термометра находится в начале его погружной части в пределах от 8 до 40 мм и

Некоторые тонкости измерения температуры

227

определяется размером применяемого в нем проволочного ЧЭ. Для ТС с напыленными ЧЭ ввиду малости их размеров чувствительная часть не превышает 5 мм. Рассмотрим тепловые процессы, действующие на ЧЭ термометра сопротивления. Рабочий конец термометра помещен на глубину L в измеряемую среду с температурой Tизм. (рис.1). Длина чувствительного элемента – Lчэ. Обратный конец термометра находится в «комнате» с температурой Tкомн.. Пусть Tизм. > Tкомн.. На ЧЭ и выводы через корпус термометра с теплопроводящей засыпкой действуют тепловые потоки (отмечены на рис. 1 красными стрелками), выравнивающие их температуру с температурой измеряемой среды. С обратной стороны термометра идет теплоотводящий поток, приводящий к появлению участков термометра с температурой ниже Тизм. (черные пунктирные стрелки). При малой глубине погружения термометра в измеряемую среду этот теплоотвод оказывает заметное влияние на температуру ЧЭ, реально занижая ее значение относительно истинной Тизм.. Возникает ошибка в результатах температурных измерений, она тем больше, чем больше разность Тизм. – Ткомн., чем больше диаметр термометра и чем меньше глубина погружения термометра L. рис. 1

228

В. М. Меркулов

Исходя из нашего опыта работы в области теплосбережения, для сохранения всех заявленных метрологических характеристик термометр с рабочим диаметром 4…6 мм должен погружаться в измеряемую среду не менее чем на три размера длины элемента Lчэ, а все выступающие за объект измерения части термометра должны быть эффективно теплоизолированы. Производимые нами платиновые проволочные ЧЭ имеют длины, начиная от 8 мм при диаметре 3 мм, что позволяет нам изготавливать термометры с рабочей длиной от 35 мм для систем учета тепла, где точность измерений особенно важна. В случае Ткомн. > Тизм. паразитный тепловой поток направлен из «комнаты» в направлении ЧЭ и смещает его температуру в сторону увеличения относительно Тизм.. Часто для установки термометра в измеряемый объект, особенно если это газ или жидкость, используется гильза. Основное назначение гильзы – расширение возможностей использования термометров в измеряемой среде с рабочими давлениями и скоростными напорами, превышающими прочностные характеристики корпуса. К тому же наличие гильзы дает возможность произвести замену термометра и регламентные работы с ним без снятия давления в измеряемой системе. Безусловно, термометр, помещенный в гильзу, будет иметь дополнительную погрешность измерения температуры [1], которая зависит от величины зазора в паре «гильза – термометр» и её геометрических размеров, то есть, от величины теплоотвода указанной пары. В.К. Ярунцев [2] и В.А. Медведев и др. [3] теоретически и практически исследовали зависимость величины дополнительной погрешности измерения температуры. Ими рассмотрено влияние некоторых факторов – величины зазора, наличия в нем масла, глубины погруже-

Некоторые тонкости измерения температуры

229

ния рабочей части и пр. Авторы второй статьи провели лабораторный эксперимент с ТС фирмы «ТЕРМИКО», выпускающей несколько типов комплектов термометров для теплосчетчиков и защитные гильзы к ним. По их данным для КТПТР-01 (с диаметром рабочей части 8 мм и длиной 120 мм) в гильзе с зазором 0,2…0,25 мм и маслом в зазоре при измерениях при 130°С ошибка составляет (занижение температуры) 0,27°С. Для КТПТР-05 (с диаметром рабочей части 6 мм и длиной 70 мм) в гильзе с зазором 0,15 мм в той же области температур ошибка составила 0,22°С для сухой гильзы и менее 0,1°С для гильзы с маслом в зазоре. Итак, для правильного измерения температуры парой «гильза – ТС» необходимо по возможности минимизировать величину зазора в ней, заполнить его теплопроводящим веществом, которое выдерживает рабочие температуры, и уменьшить теплоотвод в «комнату». Последнее достигается хорошим тепловым контактом термометра в месте его монтажа (крепления) в гильзу, уменьшением геометрических размеров пары, теплоизоляцией трубы и всех выступающих за измеряемый объект «лишних» частей термометра, гильзы и бобышки. Для определения составляющей погрешности измерений температуры, обусловленной размещением термопреобразователя в гильзе, и с целью её минимизации нами проведены следующие измерения. В качестве термометров сопротивления использовались комплекты КТПТР-03, представляющие собой пару согласованных платиновых термометров ЧЭПТ-3, конструктивно оформленных в корпус из нержавеющей трубки диаметром 4 мм и длиной 40 мм с фторопластовым кабелем связи по 4-х проводной схеме соединения. Они помещались в гильзы ГЗ-6.3-4 с длиной от 40 мм и более

230

В. М. Меркулов

и внутренним диаметром 4.5 и 5 мм, длина которых и определяла глубину погружения термометров. Измерения проводились как в термостате, так и на проточной, более близкой к реальным условиям применения, системе с трубой Ду20 с различными скоростями потока теплоносителя (вода). Рабочая температура – плюс 50°С. Вся аппаратура позволяла получать долговременное воспроизводимое разрешение по температуре с инструментальной погрешностью не хуже ±0.03°С. В качестве теплопроводящих веществ – заполнителей зазора, использовались силиконовое масло и теплопроводная паста КПТ-8 + силиконовое масло, обладающая на наш взгляд несколько лучшими качествами по сравнению с известной пастой КПТ-8 (ГОСТ 19783-74). Результаты температурных измерений в системе «гильза – ТС» при зазоре 0,5 мм приведены в таблице 1. Для ТС с НСХ Pt500 применен напыленный элемент фирмы HERAEUS размером 2,1 х 2,5 х 0,8 мм. Для НСХ 100П – проволочный элемент «ТЕРМИКО» в керамике диаметром 3 мм и длиной 12 мм. Длина защитной гильзы – 40 мм. Видно, что использование теплопроводной пасты в качестве наполнителя зазора предпочтительнее масла, так как при этом составляющей погрешностью измерений, обусловленной размещением ТС в гильзе, можно во многих случаях пренебречь. Действительно, она меньше одной трети инструментальной погрешности используемого термопреобразователя – 0.08°С для класса А при +50°С. При этом «объемность» проволочного элемента 100П по сравнению с напыленным элементом Pt500 оказывается не значимой даже для столь коротких длин термометра и гильзы. Для этих же термометров, помещенных в гильзы с рабочей длиной больше 40 мм, полученные нами результаты еще лучше.

Некоторые тонкости измерения температуры

231

Таблица 1. Зависимость погрешности измерения температуры ~50°С термометром сопротивления в гильзе с различным наполнителем зазора 0,5 мм между ними Термометр сопротивления в гильзе, Тизм. ~50°С Зазор – 0,5 мм

Без наполнителя Масло в зазоре в зазоре

Теплопроводная паста в зазоре

КТПТР-03-Pt500 №205 №205А

–1,11 °С –1,15 °С

–0,30 °С –0,34 °С

–0,055 °С –0,055 °С

КТПТР-03-100П №213 №213А

–1,57 °С –1,51 °С

–0,39 °С –0,34 °С

–0,03 °С –0,05 °С

Ниже приведены результаты подобных измерений температуры в системе «гильза – ТС» с двумя разными по величине зазорами – 0,5 и 0,25 мм. Таблица 2. Зависимость погрешности измерения температуры ~50°С термометром сопротивления в гильзе с различным наполнителем зазора 0,5 мм и 0,25 мм между ними Термометр сопротивления в гильзе, Тизм. ~50°С

КТПТР-03-100П №213 Зазор 0,50 мм Зазор 0,25 мм

Без наполнителя Масло в зазоре в зазоре

–1,47°С –0,93°С

–0,30°С –0,18°С

Теплопроводная паста в зазоре

–0,05 °С –0,05 °С

Из этих результатов видно, что стремление уменьшить зазор в системе «гильза – ТС» меньше 0,25…0,5 мм не является обязательным, к тому же это технологически более сложное и дорогое занятие, чем простое заполнение зазора хорошим теплоносителем.

232

В. М. Меркулов

Каким бы высокоточным ни был термометр сопротивления, для реализации заложенных в нем метрологических характеристик необходимы оптимальный выбор длины монтажной части и его правильная установка на трубопроводе. Отметим следующие основные моменты, позволяющие не только уменьшить температурную погрешность измерения количества потребленного тепла теплосчетчиком, но и избежать проблем при его сдаче в эксплуатацию: 1) термометр (в гильзе или без нее) должен быть установлен так, чтобы его чувствительная часть приходилась на зону 0,3…0,7 Ду (ГОСТ 8.586.5-2005). Это означает, что регламентируется центральное по сечению трубы расположение чувствительного элемента с допускаемым отклонением от него ±0,2 Ду; 2) рабочая длина термометра не должна быть меньше минимально возможной глубины погружения для данного типа термометра (ГОСТ Р 8.625-2006). Трубопровод и выступающие за него «лишние» части термометра и гильзы (бобышки) необходимо хорошо теплоизолировать, чтобы уменьшить отток тепла от ЧЭ через них в «комнату»; 3) для того, чтобы термометр, помещенный в гильзу, имел допустимое «отставание» (не более одной трети от класса ТС), необходимо, чтобы зазор между ним и внутренним диаметром гильзы не превышал 0,5 мм на сторону и был заполнен маслом или теплопроводной пастой (например, КПТ-8, разбавленной силиконовым маслом). Применение пасты дает значительно лучший результат, чем традиционное заполнение зазора маслом. В любом случае за все удобства применения гильзы необходимо платить дополнительной погрешностью измерения температуры. Весь вопрос в правильной оценке величины этой погрешности, в оценке ее по-

Некоторые тонкости измерения температуры

233

следствий. Для любителей точных измерений можно рекомендовать «западный» (EN 1434-97) подход к применению гильз, который запрещает их установку на трубопроводах с Ду менее 50 мм. А удобства демонтажа ТС без снятия давления во всей системе можно реализовать путем применения двух шаровых кранов – до «голого» термометра и после него.

Литература: [1] «О монтаже термопреобразователей», А. Г. Лупей.

[2] «Математическое моделирование температурных полей в термометрах». В. К. Ярунцев, Сборник докладов 1-й Всероссийской конференции по проблемам термометрии, стр. 36-39, 2001 г.

[3] «О влиянии защитной гильзы при установке термопреобразователей теплосчетчика в трубопроводах системы теплоснабжения на погрешность измерения количества теплоты». В. А. Медведев, С. Н. Ненашев, В. С. Соболев, Я. Г. Фудим., материалы 3 форума «Совершенствование измерений расхода, регулирование и коммерческий учет энергоносителей», С-Пб, дек. 2003 г., стр. 214-221.

Валентин Михайлович Меркулов, генеральный директор ЗАО «ТЕРМИКО» (Москва), 124460, Москва, Зеленоград, а/я 82, тел. (495) 225-3017, факс (495) 745-0583, info@termiko.ru, www.termiko.ru

234

Г. М. Сологуб, Н. В. Волкова

Конструктивные особенности квартирных термометров КТСП-Н. Современные технологии

Вопросам учета энергоресурсов уделяется огромное внимание. Подтверждение этому – настоящая конференция. Несмотря на то, что около 20 лет развиваются программы по эффективному учёту количества тепла в системах энергоснабжения, мы находимся на начальном этапе этой сложной задачи. В настоящее время важной задачей является обеспечение приборами учета энергоресурсов многоквартирных жилых домов, и на это выделяются немалые материальные средства. Много вопросов и проблем возникает при организации индивидуального, поквартирного учета тепла. В Республике Беларусь, в частности в Минске, активно ведётся строительство многоквартирных домов с горизонтальной разводкой систем отопления, и в проектах заложены требования по установке индивидуальных систем учёта потребляемых энергоресурсов. Поэтому такие приборы и технологии учёта очень востребованы сейчас на рынке. Так как мы производим, в основном, комплекты термометров для измерения разности температур (КТСП-Н), в данной статье будет описан наш основной подход к изготовлению так называемых квартирных термометров.

Конструктивные особенности термометров

235

Мы разработали несколько исполнений таких термометров. Их основные конструктивные составляющие – элемент чувствительный, помещенный в защитную гильзу, и постоянно присоединённый кабель. Остановимся на одном из вариантов конструктивных решений, который мы используем при производстве квартирных термометров, и считаем наиболее эффективным на сегодняшний день в изготовлении и применении подобных приборов. Вариант такого решения не нов и очень широко применяется изготовителями аналогичной продукции в Европе. На рис. 1 представлен основной конструктивный элемент термометра, собранный по технологии «лицом вниз» с элементами торможения теплоотвода на печатной плате. Имеет смысл кратко описать особенность такой конструкции, элемента чувствительного, и ее суть. Все решения направлены на уменьшение массы элемента, вплоть до уменьшения площади контактных площадок для присоединения удлинительных проводников. На рис. 2 схематично представлена послойная конструкция элемента чувствительного. На керамическое осно-

Рис 1. Пример использования меандра на печатной плате для торможения теплоотвода

236

Г. М. Сологуб, Н. В. Волкова

вание наносится слой платинового меандра, платиновый слой защищается от воздействия внешней среды и от механических воздействий специальным слоем стекла, и в последнюю очередь, формируются контактные площадки для электрического соединения с элементом чувствительным в одной плоскости. Такие площадки требуют гораздо меньше припоя при выполнении монтажа и, соответственно, собранный элемент чувствительный имеет меньшую теплоёмкость. Если при конструировании термометра учитывать условия теплообмена между термометром и измеряемой средой, являющейся объектом измерения, теплофизи-

Рис. 2. Схема формирования слоёв элемента чувствительного

Конструктивные особенности термометров

237

чекие свойства защитной арматуры, теплопроводящей пасты, присоединительных проводников, теплоёмкость элемента чувствительного, то можно с высокой степенью вероятности утверждать, что приведенная конструкция элемента чувствительного на сегодняшний день является непревзойдённой и как нельзя лучше подходит для применения в квартирных термометрах. Дополнительно вводя элемент торможения теплоотвода на печатной плате или элемент теплового сопротивления, разделяющий удлинительные проводники и элемент чувствительный можно достичь минимального значения показателя тепловой инерции, что по нашему мнению, является основным параметром, определяющим качество конструкции квартирного термометра. Типовая конструкция термометра с постоянно присоединенным кабелем, собранного с применением технологии «лицом вниз», представлена на рис.3.

Рис. 3. Типовая конструкция термометра с кабелем

238

Г. М. Сологуб, Н. В. Волкова

Для достижения условия теплового баланса мы подобрали материал защитной гильзы с равномерной толщиной стенок, допуск на которую не превышает нескольких микрон. Гильза изготовлена методом глубокой вытяжки по разработанным нашим предприятием чертежам. Здесь выбран компромисс между минимальной теплоёмкостью гильзы и её механической прочностью. Обеспечение теплового контакта элемента чувствительного с гильзой происходит через теплопроводящую пасту, количество которой строго нормировано, как по весу, так и по объёму заполнения гильзы. На рис. 4 показаны серийно изготавливаемые термометры для комплектов измерения разности температур.

Рис. 4. Образцы квартирных термометров

Конструктивные особенности термометров

239

Выполнение указанных требований обеспечивает хороший тепловой контакт элемента чувствительного с гильзой, а также препятствует излишнему тепловому контакту с удлинительными проводниками кабеля. Самое удивительное, что подтверждение всего нами сказанного не требует громоздких формул и вычислений, достаточно проверить показатель тепловой инерции и минимальную глубину погружения по стандартным методикам и убедиться, что наши термометры измеряют не температуру трубы, а именно температуру информационного потока теплоносителя. От вопросов конструирования, по описанию которых можно составить представление об основных элементах термометра и о самом приборе КТСП-Н в целом, обратимся к вопросам корректного использования наших термометров при выполнении измерений. На эту тему написано и сказано много, но нам продолжают поступать вопросы о способах монтажа термометров, и нужно сказать, что фантазия при проведении монтажных работ у исполителей очень богатая. Пользуясь случаем и возможностью, представляем небольшую схему (рис. 5), которая поможет правильно смонтировать на объекте защитную арматуру и установить термометры. При монтаже комплектов термометров необходимо выполнить следующие условия: – оба термометра комплекта должны быть установлены идентично – по отноошению к поперечному сечению трубы и по тепловой изоляции места монтажа термометра; – термометры должны быть установлены в трубопровод таким образом, чтобы первые 10 мм погружной части термометра (активная часть термометра, где расположен чувствительный элемент) находились в средней трети поперечного сечения трубопровода (Lср, см. рис. 5);

240

Г. М. Сологуб, Н. В. Волкова

– глубина погружения термометра в измеряемую среду должна быть не менее Lmin, указанной в паспорте на изделие. Под глубиной погружения понимается длина термометра по поперечному сечению трубы, на которой имеется контакт термометра с измеряемой средой (Lп). Минимальная глубина погружения – это глубина погружения, при которой обеспечивается условие тепло-

Рис.5. Пример монтажа термометров в трубопровод.

Конструктивные особенности термометров

241

вого равновесия и постоянных свойств термометра, и в нашем примере складывается из глубины погружения в трубопровод (Lтр) и толщины теплоизоляции трубопровода и бобышки (Lизол). Например: для термометров с длиной монтажной части L = 60 мм изготавливаются гильзы с длиной погружной части (от места уплотнения с бобышкой до начала погружной части) в пределах 41-42 мм. При монтаже гильзы в бобышку конструктивно предусмотрен гарантированный контакт всей погружной части с измеряемой средой. В данном случае минимальная глубина погружения Lmin равна глубине погружения Lп. В случае, если все указанные нами рекомендации монтажа выполнены, можно говорить о корректной установке изделий и возможности их дальнейшей эксплуатации. Возможно, будут кулуарные суждения о том, что подобные технологии несущественны и не дают особых преимуществ, что система отопления представляет собой высоко инерционную систему и указанные показатели, конечно, имеют право на существование, но не столь значимы. Сразу же хотим отсечь такие рассуждения. Системы отопления в наших домах всё больше превращаются в динамические системы, с установленными регуляторами и другими устройствами. Особенно заметна динамика систем отопления в периоды колебаний температуры наружного воздуха в осенний и весенний периоды отопительного сезона. И эту динамику можно и нужно отслеживать, контролировать и учитывать, а на это способны лишь приборы с высокими параметрами точности. Мы надеемся, что наши приборы в полной мере удовлетворяют необходимым требованиям.

242

Г. М. Сологуб, Н. В. Волкова

Сведения об авторах: Сологуб Геннадий Михайлович, генеральный директор ООО «ИНТЭП». Республика Беларусь, г. Новополоцк, Боровуха-1, ул. Армейская, 62, тел. +375 (0) 214-597447 Волкова Нелли Владимировна, генеральный директор ООО «ЭЛТА», эксклюзивный представитель ООО «ИНТЭП» на территории РФ. Санкт-Петербург, 16-я линия В. О., д. 7, (812) 327-73-96, 327-73-97

244

В. А. Магала, А. Л. Манин ЗАО НПО «Промприбор»

Вихревые преобразователи расхода производства ЗАО НПО «Промприбор» Статья посвящена вихревым преобразователям расхода ВПС, выпускаемым в настоящее время предприятием ЗАО НПО «Промприбор». Некоторая информация об этапах создания преобразователей ВПС представлена в опубликованных ранее статьях [1, 2]. С момента публикации материалов преобразователи ВПС, по результатам наработанного опыта эксплуатации, подверглись усовершенствованию, с 2009 года серийно выпускаются преобразователи расхода с корпусом, отлитым из конструкционных термопластов Фортрон 4. В настоящее время вихревые преобразователи расхода достойно занимают свою нишу на рынке приборов учета. Поэтому предприятие сочло необходимым подвести итоги пройденному за 15 лет пути создания современных преобразователей расхода ВПС (далее – преобразователи). Главная цель технической политики предприятия – создание и продвижение на рынок простой по конструкции и в то же время надежной продукции (преобразователей расхода, счетчиков – расходомеров, теплосчетчиков и т. д.). В части преобразователей расхода – это создание приборов, способных работать, при сохранении метрологических характеристик, в российских условиях, характеризуемых нестабильностью параметров и низким качеством измеряемых сред [4]. Предприятие, имея опыт разработки, производства и эксплуатации преобразователей расхода (с 1993 года выпускались левитирующие преобразователи, использовавшие принцип перемещения постоянного магнит-

Вихревые преобразователи расхода

245

ного поля относительно проводника), в 1996 году разрабатывает, а в 1997 году сертифицирует и начинает серийно производить вихревые электромагнитные преобразователи расхода ВЭПС – Т(И). В основу разработки был заложен физический принцип, основанный на непосредственной связи частоты вихреобразования ( количества вихрей) со скоростью (объемом) жидкости, обтекающей неподвижное тело – источник вихрей. Для индикации вихрей использована прямая зависимость силы воздействия постоянного магнитного поля на электрические заряды в движущейся электропроводной жидкости (сила Лоренца) от скорости движения жидкости. Разработанная конструкция электромагнитного преобразователя характеризовалась некоторыми особенностями, выгодно отличавшими ее от известных на тот момент аналогов: 1. Проточная часть преобразователя изготавливалась из нержавеющей немагнитной стали и представляла собой конфузорно – диффузорный канал, что позволяло реализовать динамический диапазон измерения расхода (далее – динамический диапазон) 25:1 с приемлемым при максимальном расходе гидравлическим сопротивлением, не превышающим 0.03 МПа.

2. Магнитное поле в зоне формирования электрического сигнала создавалось двумя цилиндрическими магнитами – кольцевым и дисковым, установленными в диаметрально противоположных точках, относительно оси электрода, что позволяло увеличить уровень полезного сигнала при малых расходах.

3. Для обработки сигналов в преобразователях была использована микропроцессорная техника, характеристика преобразователя – связь расхода объемного Q с частотой вихреобразования f аппроксимирована в виде прямой Q = a • f + b , во всем диапазоне измерения реа-

246

В. А. Магала, А. Л. Манин

лизована относительная погрешность, не превышающая |± 1%|.

4. Применение микромощной электроники позволило создать единственный на тот момент преобразователь расхода с автономным питанием от литиевой батареи со сроком службы не менее четырех лет.

5. Прибор имел степень защиты IP65, электронный блок помещался в экранированный корпус. Оригинальные технические решения, заложенные в конструкцию преобразователей, были защищены патентами. Выпускались преобразователи для всего ряда значений диаметров условного прохода в диапазоне от Ду 20 до Ду 200 мм. Для каждого типоразмера тщательными исследованиями подобрана магнитная система, обеспечивающая требуемое распределение магнитного поля в области формирования электрического сигнала, и определены оптимальные геометрические характеристики турбулизатора, электрода, расстояние между турбулизатором и электродом. В настоящее время в России и в странах ближнего зарубежья эксплуатируются десятки тысяч преобразователей ВЭПС – Т(И), произведенных в ЗАО НПО «Промприбор». Прибор получился надежным, неприхотливым к условиям эксплуатации. Но уже первые годы эксплуатации обозначили чисто российские проблемы, к которым относятся: грязная вода с самыми разными включениями – от продуктов коррозии, солей металлов, ветоши, обыкновенной грязи и металлической стружки до нерастворенного воздуха, высокая влажность и значительные колебания температуры в окружающей среде, периодические сливы воды из тепловых сетей и технология их заполнения, наличие значительных электрических токов в трубопроводах, а также электромагнитных помех промышленной и других частот. По

Вихревые преобразователи расхода

247

мере накопления информации о работе преобразователей в руководстве по эксплуатации появляются соответствующие требования, правила и рекомендации. Опыт эксплуатации преобразователей у заказчика показывает, что нарушения в работе приборов, как правило, обусловлены нарушениями положений руководства по эксплуатации или нарушениями технологических процессов в системах, в которых эксплуатируются преобразователи. Прошло время и преобразователи ВЭПС – Т(И) по некоторым характеристикам начинают отставать от требований рынка и «суровой» реальности российских условий: 1. Динамический диапазон 25:1 ограничивает применение преобразователей расхода в системах со значительным изменением расхода (открытые системы теплоснабжения, системы домового холодного и горячего водоснабжения). Время требует наличия преобразователей с динамическим диапазоном не менее 50:1.

2. Заметное гидравлическое сопротивление преобразователя (0,03 МПа при максимальном расходе) снижает его конкурентоспособность (относительно электромагнитных преобразователей расхода) при участии в выставках и тендерах.

3. Низкое качество воды, о котором упомянуто ранее, накладывает заметные ограничения на востребованность и использование приборов без магнитомеханических фильтров, наличие которых далеко не всегда гарантирует работоспособность преобразователя на конкретных измеряемых средах. Потребность в более широком динамическом диапазоне объективно продиктована желанием измерить все, что поставляется и потребляется. Что касается «замет-

248

В. А. Магала, А. Л. Манин

ных» на максимальном расходе гидравлических потерь в преобразователе, то, при российском выборе преобразователей (как правило, по диаметру), снижение конкурентоспособности преобразователей по этой причине определяется в основном психологическим моментом. На рабочих – эксплуатационных режимах гидравлическое сопротивление преобразователей соизмеримо с погрешностью определения давления в трубопроводе [3], но в условиях рыночной конкуренции упускать из виду психологические моменты не рекомендуется. Бороться с низким качеством измеряемых сред в России (если хочешь продавать свои преобразователи) – задача безнадежная (до настоящего времени) [4]. В силу вышеизложенного в 2000 году предприятие приступило к разработке совершенно нового вихревого электромагнитного преобразователя, который должен удовлетворить более жестким требованиям рынка – увеличенный динамический диапазон, уменьшенное гидравлическое сопротивление и устойчивость к загрязнению измеряемой среды. Задача непростая, т. к. одновременная реализация двух первых обозначенных требований в существующей конструкции турбулизатора практически невозможна (увеличение динамического диапазона требует увеличения размеров турбулизатора, а уменьшение гидравлического сопротивления – его уменьшения). И здесь уместно рассмотреть особенности физики процесса, происходящего в канале (содержащем турбулизатор) при вихреобразовании. О турбулизаторе большинство авторов упоминают как о плохо обтекаемом симметричном теле [5]. Не вдаваясь в детали, определяющие появление вихря на поверхности турбулизатора, следует обратить внимание на то, что само появление вихря создает циркуляцию скорости у турбулизато-

Вихревые преобразователи расхода

249

ра, обеспечивающую при отрыве вихря от поверхности турбулизатора замещение его дополнительным количеством жидкости, отобранным из области, в которой отрыв отсутствует. А это приводит к смещению точки разделения потока жидкости перед турбулизатором (на поверхности плохообтекаемой входной части турбулизатора, нормальной к набегающему потоку) в сторону безвихревой области. Скорость с вихревой стороны турбулизатора при этом возрастает, скорость с противоположной стороны турбулизатора падает. Изначально потенциальный поток в отсутствии воздействия внешних сил должен остаться потенциальным, поэтому в области с пониженной скоростью сформируется и оторвется вихрь с противоположной циркуляцией, и так, при наличии движения жидкости, до бесконечности. Следует обратить внимание, что в этом случае отрыв вихря связан с изменением характера течения всего набегающего потока (наличие перемещающейся – колеблющейся точки разделения потока) и именно с этим связан сравнительно небольшой динамический диапазон по расходу со стабильной генерацией вихрей. При течении в поле постоянных магнитов периодическая разница в скорости течения жидкости в разных областях турбулизатора и в следе за ним приводит к циклическому изменению электродвижущей силы, индицируемой электродом. Заметное снижение гидравлического сопротивления такого турбулизатора практически невозможно, т. к. может быть достигнуто только за счет придания его входной части удобообтекаемой (клинообразной) формы, но при этом появляется система из двух стационарных вихревых областей, поток становится безотрывным и в целом потенциальным. В 2000 году в ЗАО НПО «Промприбор» был создан стенд визуализации для отработки турбулизатора с широким динамическим диапазоном изменения рас-

250

В. А. Магала, А. Л. Манин

хода и уменьшенным сопротивлением. Известно [6], что суммарное сопротивление двух «цилиндров» (цилиндрических тел), установленных друг за другом в потоке жидкости, при определенных условиях – расстояние между телами, может быть меньше сопротивления одиночного тела. За основу принимается схема турбулизатора (рис. 1), включающая два тела обтекания: компенсатор гидравлических сопротивлений 1 (далее компенсатор), представляющий трехгранную призму (в поперечном сечении равнобедренный треугольник, острым углом(вершиной) направленный навстречу потоку и основанием, ориентированным нормально к направлению потока), и непосредственно турбулизатор 2 – генератор вихрей, расположенный вниз по потоку и представляющий трехгранную призму( в поперечном сечении равнобедренный треугольник с вершиной, направленной вниз по потоку, и основанием, ориентированным нормально к направлению потока), разделенные зазором. Основная задача – определение геометрических параметров турбулизатора – ширины основания b, углов при вершине α и зазора δ, обеспечивающих устойчивое

Рис. 1. Схема турбулизатора

Вихревые преобразователи расхода

251

вихреобразование и минимальное гидравлическое сопротивление. Эксперименты подтвердили правильность выбранной схемы. Точка разделения потока жидкости в системе компенсатор – турбулизатор стационарно расположилась в области входной кромки компенсатора, течение до и у компенсатора приобрело стабильный характер – отрыв вихрей от поверхностей турбулизатора перестал сказываться на течении в канале перед турбулизатором. Процесс замещения жидкости, уносимой при отрыве вихря от поверхности турбулизатора, – отбор жидкости из безотрывной области осуществляется через зазор между компенсатором и турбулизатором. На рис. 2 представлены два фрагмента из съемки процесса вихреобразования на стенде визуализации, в зазор между компенсатором гидравлического сопротивления и турбулизатором впрыскивается краситель(чернила), отчетливо наблюдается формирования вихря и замещение жидкости в нем жидкостью из зазора. Отрыв вихрей приводит к колебательному характеру движения жидкости в зазоре. При согласовании колебательных процессов вихреобразования у турбулизатора и в зазоре реализуется устойчивая генерация в широком диапазоне изменения расходов, практически не зависящем от ширины (миделя) турбулизатора. В условиях стенда был достигнут динамический диапазон более 200:1. Технические решения, заложенные в конструкцию турбулизатора, защищены патентом. Отработка конструкции осуществляется на модели преобразователя для Ду 40мм. В результате определены оптимальные параметры турбулизатора: ширина основания турбулизатора, зазор турбулизатора и углы при вершинах компенсатора и турбулизатора. При этом обозначен динамический диапазон 100:1, полученный за счет уменьшения, относительно реализованных в ВЭПС – Т(И), минимального и увеличения максималь-

252

В. А. Магала, А. Л. Манин

Рис. 2. Фрагменты процесса вихреобразования

Вихревые преобразователи расхода

253

ного расходов, гидравлическое сопротивление уменьшено более чем в три раза, как за счет компенсатора, так и за счет уменьшения ширины турбулизатора. Результаты, полученные при отработке модели преобразователя Ду 40 мм (гарантированный динамический диапазон 100:1 и гидравлическое сопротивление при номинальном расходе менее 0.01 МПа), положены в основу разработки преобразователей типа ВПС всего ряда типоразмеров диаметров условного прохода от 20 до 200 мм. Частичная унификация узлов электронного блока и других элементов преобразователя в ряде случаев привела к отказу от простого моделирования преобразователя Ду 40 мм. Геометрические параметры компенсатора для всех преобразователей смоделированы из экспериментального, а турбулизатор имеет углы при вершине от 38 до 90 градусов. Формула для зазора между компенсатором и турбулизатором при любых углах в турбулизаторе, полученная решением уравнений неразрывности и количества движения для отрывной зоны и зазора в турбулизаторе и проверенная экспериментально, имеет вид

где: δ – зазор в турбулизаторе; bo – ширина(мидель) турбулизатора b, отнесенная к внутреннему диаметру канала do; Sh – число Струхала; f – частота вихреобразования; Co – осредненная скорость в канале преобразователя. Расширение динамического диапазона преобразователя приводит к заметному увеличению степени не-

254

В. А. Магала, А. Л. Манин

линейности в нижней половине его характеристики [1], сравнительные данные преобразователей, полученные при температуре воды 20-30°С представлены на рис. 3. Преобразователи градуируются и поверяются на проливных установках, как правило, при температурах 20±10°С. В реальных условиях они работают при температурах от +1°С до +150°С. Увеличение температуры воды (теплоносителя) приводит к уменьшению кинематической вязкости, соответствующему увеличению числа Рейнольдса (Re) и уменьшению, в нижней половине характеристики преобразователя, числа Струхала (Sh), т.е. частоты (f), и, следовательно, к уменьшению, относительно реального, измеренного расхода: до 5% при температуре воды +50°С, до 9% при температуре

Рис.3. Зависимость степени нелинейности характеристики преобразователей расхода от диаметра условного прохода

Вихревые преобразователи расхода

255

воды +90°С, до 11% при температуре воды 135°С и к увеличению до 3% при температуре воды +10°С. Приведенные результаты получены при испытаниях преобразователей ВПС для Ду 40 мм. При уменьшении диаметра типоразмера влияние температуры заметно увеличивается и достигает при Ду 20 и 25 мм уровня до 3-4% на каждые 10°С увеличения температуры. В связи с вышеизложенным в преобразователях ВПС вводится температурная коррекция, осуществленная введением поправки на вязкость [1,2], позволившая преобразователям ВПС обеспечить неизменность метрологических характеристик в диапазоне изменения температур от +1 до +150°С, что неоднократно подтверждено испытаниями на «холодной» воде на проливных установках ЗАО НПО «Промприбор», Калужского ЦСМ и ОАО «ТЕВИС» г. Тольятти, на холодной и горячей воде (с температурой до +96°С) в ГЦИ СИ НИИ ТЕПЛОПРИБОР [1, 2]. Для преобразователей типа ВЭПС – Т(И) с динамическим диапазоном 25:1 это влияние на порядок меньше, но в общем случае степень такого влияния определяется нелинейностью характеристики конкретного преобразователя и должна определяться испытаниями на горячей воде. Весь ряд типоразмеров диаметров условного прохода от 20 до 200 мм преобразователей ВПС выполнен по одной схеме – измерительный канал круглого сечения с турбулизатором. Предприятием рассматривалась возможность создания, начиная с диаметра условного прохода 80 мм, модульной конструкции преобразователя, выполненного в виде трубы с размещаемым в ней модулем – преобразователем меньшего типоразмера. Схема сулила массу преимуществ: уменьшение гидравлического сопротивления, удешевление конструкции (за счет материалов и сокращения сроков разработки и доводки) и возможность освоения в дальнейшем области

256

В. А. Магала, А. Л. Манин

больших диаметров. Изготовлены и испытаны образцы Ду 80,100 и 125 мм. Но первые же испытания выявили существенные недостатки этой конструкции. Разброс результатов измерений составил до 1%, в то время как на предприятии допускаемый уровень не превышает 0,6%, а на практике не превышает 0,4%. Анализ показал, что причина заключается в низкочастотных, с частотой менее 0,1 с-1, колебаниях – перераспределении расхода между основным каналом и каналом модуля. Выявилось влияние изменения температуры воды на погрешность преобразователя. Даже в условиях проливной установки при расходе, составлявшем 75% от максимального, увеличение температуры воды на 10°С приводило к изменению погрешности до 1%. Причина обусловлена перераспределением гидравлических сопротивлений каналов основного и модуля при изменении температуры, связанная в основном с разным изменением местных сопротивлений этих каналов. На рис. 4 представлена зависимость относительного расхода через канал модуля модели модульного преобразователя Ду 80 мм, при неизменном расходе суммарном через преобразователь 75 м3/час, от температуры воды, полученная расчетным путем. Причем этот эффект не зависит от динамического диапазона преобразователя, т. к. имеет место при любом расходе. Для снижения этого эффекта необходимо вводить в основной канал добавочное местное сопротивление. Правильность выбора этого сопротивления обязательно проверять на горячей воде. Приняв во внимание, что потенциально возможные преимущества не состоялись, а еще одна термо- или дополнительная гидравлическая коррекции это еще два очень серьезных направления в работе, предприятие отказалось от модульной схемы. В процессе эксплуатации преобразователей на объектах (в частности тепловые сети в Тульской области)

Вихревые преобразователи расхода

257

проявились случаи отказов в работе, особенно в системах с регулированием расхода теплоносителя в течение суток. Анализ ситуации выявил наличие мощных отложений ферромагнитных включений, «выловленных» дисковым (нижним) магнитом из теплоносителя при уменьшении расхода теплоносителя. С целью устранения возможности появления таких отложений была модернизирована магнитная система. Дисковый магнит заменяется кольцевым и оба – верхний и нижний кольцевые магниты снабжаются цилиндрическими полюсными наконечниками, которые размещаются на торце магнитов соосно их оси и обращены торцами к поверхности измерительного участка преобразователя. Полюсный наконечник представляет собой полый ци-

Рис. 4. Влияние температуры воды на относительный расход через модуль (преобразователь Ду 80 мм, модуль Ду 50 мм, расход суммарный через преобразователь 75 м3/час)

258

В. А. Магала, А. Л. Манин

линдр, с наружным диаметром и высотой, равными наружному диаметру и толщине соответственно кольцевого магнита. Толщина стенки составляет от 0,005 до 0,2 наружного диаметра кольцевого магнита. На рис. 5 и 6 представлены результаты измерений распределения магнитной индукции вдоль линии пересечения вну-

Рис. 5. Распределение магнитного поля в плоскости электрода преобразователя ВПС1 Ду 65 мм, магнитная система с обычными магнитами (индукция магнитного поля в мТл)

Вихревые преобразователи расхода

259

тренней поверхности трубы преобразователя ВПС Ду 65 мм с плоскостью электрода, нормальной к оси трубы преобразователя для магнитной системы с обычными магнитами (Рис.5) и для магнитной системы с полюсными наконечниками (Рис. 6).

Рис. 6. Распределение магнитного поля в плоскости электрода преобразователя ВПС1 Ду 65 мм, магнитная система с полюсными наконечниками(индукция магнитного поля в мТл)

260

В. А. Магала, А. Л. Манин

Магнитная система с полюсными наконечниками обеспечивает распределение магнитного поля на внутренней поверхности трубопровода в области электрода, при котором его максимум локализован на узкой овально-кольцевой площадке, вследствие чего магнитные силы, действующие на ферромагнитные частицы, в отличие от магнитной системы без наконечников, недостаточны для противодействия напору движущейся жидкости. Ферромагнитные частицы не удерживаются на внутренней поверхности трубопровода даже при минимальном расходе, а возможное задержание на некоторое время частиц, в силу удаленности их от электроконтактной части электрода, не может оказать заметного влияния на характер электрического сигнала. Сила притяжения ферромагнитных частиц по внутренней поверхности трубопровода в области электрода снизилась почти в 10 раз. При этом динамический диапазон и метрологические характеристики преобразователей не изменились. Технические решения, заложенные в конструкцию магнитной системы, защищены патентом. В серийное производство запущена новая, базирующаяся на цифровой обработке сигналов, электроника преобразователей расхода ВПС, на порядок увеличившая помехоустойчивость преобразователей к электромагнитным полям промышленной частоты (50 Гц) и блуждающим в трубопроводах переменным токам, частотой 50 Гц. Специальная логическая программа системы автоподстройки частоты позволила в несколько раз увеличить устойчивость работы преобразователей на средах, загрязненных магнитопроводными включениями. Следует отметить, что при разработке преобразователей Ду 20 мм предприятие столкнулось с проблемой

Вихревые преобразователи расхода

261

достаточно высокой их себестоимости изделия. Поэтому было принято решение корпус измерительного канала преобразователя отливать из кострукционных термопластов типа Фортрон. Выбран Фортрон марки1140L4, обладающий следующими свойствами: – высокая механическая прочность; – возможность продолжительной эксплуатации при температурах до + 240°С, допускает кратковременное воздействие температуры до + 270°С; – очень хорошая химическая и окислительная стойкость; – очень низкое водопоглощение; – низкая ползучесть даже при повышенных температурах. Указанные свойства материала получили экспериментальное подтверждение при многочасовых испытаниях преобразователя на горячеводном стенде ЗАО ИВК «Саяны» в г. Малоярославце при темпертатурах воды (+ 110) – (+150)°С и более. Преобразователь расхода отработал в штатном режиме, сохранив функциональные и метрологические свойства. Преобразователь присутствует на рынке с начала 2009 года и до настоящего времени предприятие не имеет информации об отказах, обусловленных применением Фотрона для изготовления корпуса измерительного канала. Предприятием запущен в серийное производство преобразователь ВПС Ду 25 мм с корпусом, также отлитым из Фортрона. В настоящее время ЗАО НПО «Промприбор» производит преобразователи вихревого типа ВПС в двух модификациях: ВПС1 с динамическим диапазоном 100:1; ВПС2 с динамическим диапазонном 50:1. И в заключение следует обратить внимание на преимущества, присущие только вихревым преобразователям:

262

В. А. Магала, А. Л. Манин

– определенность в работе – либо работают, либо нет; – стабильность метрологических характеристик во времени; – автономное питание, т. е. возможна установка вдали от источников электроэнергии (и в сырых или полузатопленных подвалах). Увеличенное по сравнению с полнопроходными гидравлическое сопротивление вихревых преобразователей в условиях эксплуатации, как указывалось ранее, является величиной одного порядка с погрешностью измерения давления в измеряемом канале, и не должно являться ни энергетическим, ни экономическим критериями при выборе типа преобразователя. Выбирать потребителю, исходя из конкретных условий на объекте и характеристик измеряемой среды. На текущий момент в эксплуатации находятся более 30 000 преобразователей расхода ВПС, относительное количество отказов не превышает 0,05 %.

Литература: 1. А. С. Анчишкин, А. Л. Горохов, В. А. Магала, А. Л. Манин. Опыт ЗАО НПО «Промприбор» по созданию преобразователей расхода для работы в широком диапазоне изменения температур измеряемой среды. Коммерческий учет энергоносителей.» Материалы 19-й Международной научно-практической конференции. 20-22 апреля 2004 Санкт-Петербург, 2004.

2. А. С. Анчишкин, А. Л. Горохов, В. А. Магала, А. Л. Манин. Опыт создания и эксплуатации преобразователей расхода, выпускаемых ЗАО НПО «Промприбор». Совершенствование измерений расхода, регулирование и коммерческий учет энергоносителей. Материалы 3-го Международного научно-практического форума

Вихревые преобразователи расхода

263

двух конференций: 18-й «Коммерческий учет энергоносителей» и 13-й «Совершенствование измерений расхода жидкости, газа и пара». 2-4 декабря 2003, СанктПетербург, 2003 г.

3. Магала В. А., Манин А. Л. О «российском выборе» типа преобразователя. «Коммерческий учет энергоносителей», Материалы 26-й международной научнопрактической конференции 20-22 ноября 2007 года. Санкт Петербург, 2007 г.

4. Магала В. А., Манин А. Л. О небалансе расходов в закрытых системах теплоснабжения. Материалы 26-й международной научно-практической конференции 2022 ноя…бря 2007 года. Санкт Петербург, 2007 г.

5. П. П. Кремлевский, «Расходомеры и счетчики количества вещества», Справочник. Книга вторая. Политехника, Санкт-Петербург, 2004.

6. И. Е. Идельчик «Справочник по гидравлическим сопротивлениям», Издание второе, переработанное и дополненное. Москва, «Машиностроение», 1975.

Сведения об авторах: Магала Владимир Александрович, заместитель директора ЗАО НПО «Промприбор», к.т.н., т/ф (4842) 550-258, 556-583 Манин Андрей Львович, генеральный директор ЗАО НПО «Промприбор», т/ф (4842) 550-248, 550-438 248001, г. Калуга, ул. Складская, 4

264

С. Н. Носов коммерческий директор ЗАО «Теккноу»

О некоторых результатах испытаний ультразвуковых расходомеров FLUXUS Прежде чем приступить к оглашению результатов испытаний от себя лично и от имени компании «Теккноу» выражаю огромную признательность Лупею Александру Григорьевичу и Шутикову Вячеславу Ивановичу за помощь в организации и проведении испытаний, а также, в интерпретации полученных результатов. Одними из основных вопросов возникающих при оценке того или иного вида ультразвуковых расходомеров являются: 1.Сравнительная оценка метрологических характеристик двух расходомеров одного типа.

2.Оценка метрологических характеристик накладных расходомеров с применением эталонных расходомеров. В этой статье мы постараемся дать ответ на эти два вопроса в отношении ультразвуковых расходомеров Fluxus немецкой компании Flexim.

Характеристики расходомера FLUXUS ADM F601 Диапазон измерений скорости потока: 0,01…25 м/с; Диапазон измерений объемного расхода: 0,002…2985000 м3/ч;

О результатах испытаний расходомеров

265

Пределы относительной погрешности ±(1% + 0,01 м/с); Измерения: объемный, массовый расход; Рабочая температура процесса: –55…+200°С (при использовании высокотемпературной приставки Wave Injector: –190…+500°С); Рабочая температура блока электроники: –10..+60°С; Количество измерительных каналов: 2 (плюс два калькуляционных канала); Диаметр труб: 6...6500 мм; Степень защиты: IP65 (блок электроники); IP67 (датчики); IP67 (кейс для переноски); Питание: от встроенного аккумулятора или 220 В; Входы: два входа для подключения накладных температурных датчиков; Выходы: RS232, токовые пассивные 0/4..20мА – два, бинарные – два; Методы измерений: время-импульсный и доплеровский (с автоматическим переходом); Количество измерений в секунду: 1000; Минимальная частота выборки: 70 мс; Количество жидкостей, внесенных в память прибора: 56; Количество материалов труб, внесенных в память прибора: 25; Количество слотов памяти: 112000; Возможность подключения толщиномера: есть; Функция «фотографирования» сигнала: есть; Количество микропроцессоров в блоке электроники: два. Почему мы выбрали для обсуждения вопрос о сравнительной оценке метрологических характеристик расходомеров одного типа от одного и того же производителя? Рассмотрим в качестве примера вариант, когда на прямой и обратной магистрали в закрытой системе сто-

266

С. Н. Носов

ят одинаковые ультразвуковые расходомеры. Если суммарная погрешность от двух приборов выйдет за рамки допустимых значений, то для нас будет уже совершенно не важно – работает ли отдельно каждый прибор в соответствии с заявленными производителем метрологическими характеристиками. Поэтому первая часть испытаний посвящена измерению расхождения показаний 2-х каналов ультразвукового расходомера FLUXUS ADM F601 и обсуждению этой величины с метрологической точки зрения. Итак, испытания двухканального расходомера типа FLUXUS ADM F601 (далее – F601) проводились в период времени с 17 августа 2010 г. по 25 августа 2010 г. в течение 208 часов на испытательной установке ЗАО «ФОРУС» (св-во об аттестации МИ №208/27-10). Датчики расходомера были установлены на трубопроводах Ду50, выполненных из нержавеющей стали. Монтаж датчиков расходомера F601 выполнялся на подающем и обратном трубопроводах испытательной установки с соблюдением требований к длинам прямых участков трубопроводов до и после места установки расходомеров. Зондирование потока выполнялось по W-образной схеме.

О результатах испытаний расходомеров

267

На период исследований МХ расходомеров F601 испытательная установка работала по закрытой схеме, без отбора воды перед расходомерами, установленными на обратном трубопроводе. В качестве эталонов применялись четыре высокостабильных расходомера переменного перепада давления (РППД), выполнявших измерения в дифференциальном режиме. Регистрация измеряемых температур, давлений и масс воды выполнялась тепловычислителем СПТ961.2. Целью испытаний была оценка следующих метрологических характеристик: – степени относительного расхождения градуировочных характеристик (ГХ) при изменении расхода теплоносителя; – стабильности показаний расходомеров; – распределения систематической погрешности измерения часовых масс воды по диапазону измерений. Для ответа на первый вопрос перейдем к результатам измерений абсолютного расхождения двух каналов расходомера F601 при изменении расхода. В период времени с 17 по 25 августа в течение 208 часов расходомеры F601, установленные последовательно на подающем и обратном трубопроводе испытательной установки, выполняли измерения одного и того же объемного и массового расхода воды. Результаты измерений часовых масс воды и их абсолютного расхождения представлены на рис. 1. Из рис. 1 следует, что при изменении среднего расхода от 7,601 т/ч до 0,389 т/ч в диапазоне 20:1 расхождение часовых масс М9 (масса в подающем трубопроводе установки) и М10 (масса в обратном трубопроводе) изменялось пропорционально измеряемому расходу. При уменьшении расхода абсолютное расхождение масс М9

С. Н. Носов

Рис. 1.

268

269

Рис. 2.

О результатах испытаний расходомеров

С. Н. Носов

Рис. 3.

270

271

О результатах испытаний расходомеров

и М10 также уменьшалось, с изменением знака в области наименьших расходов. Для того что бы оценить величины относительных и абсолютных рассогласований 2-х каналов измерений рассмотрим рис.2. Среднее за 208 часов работы статистическое уравнение взаимосвязи часовых масс М10 и М9 имеет вид: М10 = 0,982•М9 + 0,021, т за час.

(1)

Из уравнения (1) следует, что относительное (мультипликативное) рассогласование каналов измерений масс М10 и М9 составило 1,8%, а среднее абсолютное (аддитивное) рассогласование М10 и М9 составило 0,021 т за час. При этом результаты измерений характеризуются высоким уровнем стабильности – средний критерий стабильности функции М10 = f(M9) R2 = 0,999990. Для того чтобы выяснить как обстоит дело с фактическим расхождением часовых масс двух каналов расходомера F601 относительно допускаемых границ расхождений рассмотрим рис.3 Мы видим что при уменьшении измеряемого среднечасового расхода от 7,601 т/ч до 0,389 т/ч имеет место тенденция к монотонному уменьшению положительного относительного расхождения масс М9 и М10. При расходах около 1 т/ч (скорость потока около 0,14 м/с) градуировочные характеристики (ГХ) расходомеров пересекаются, и относительное расхождение масс М9 и М10 близко к нулю. При дальнейшем уменьшении расхода относительное расхождение масс М9 и М10 в среднем отрицательно, и на минимальных расходах (около 0,39 т/ч) достигает уровня в –1%. Следует упомянуть такой важный аспект вопроса как метрологический запас по относительному рассогласованию ГХ 2-х каналов расходомера F601.

С. Н. Носов

Рис. 4.

272

О результатах испытаний расходомеров

273

Рис. 4 показывает, что по мере уменьшения скорости потока (v, м/с) метрологический запас (МЗ) возрастает: при v ≈ 1,1 м/с имеется почти двукратный запас по отношению к допускаемому рассогласованию ГХ расходомеров, а при v = 0,3 м/с фактическое рассогласование уже в 10 раз меньше допускаемого. Применительно к данному расходомеру наличие многократного метрологического запаса стало возможным благодаря минимизации погрешности установки нуля. И наконец, поговорим о соотношениях допускаемой и фактической взаимной нестабильности часовых масс 2-х каналов расходомера при изменении расхода. Как следует из рис. 5, случайная составляющая взаимных расхождений часовых масс М9 и М10 имеет незначительное рассеивание и представляет из себя нелинейную функцию расхода, не выходящую за допускаемые границы. Нелинейность статистической функции ВзНо = f(M10) начинает проявляться при расходах, менее 3 т/ч и вызвана нелинейностью ГХ каналов расходомера при измерении расхода на скоростях потока менее 0,4 м/с. Приведенные выше результаты измерений наглядно демонстрируют, что суммарная погрешность от 2-х каналов расходомера Fluxus F601 укладывается в допустимые границы. Теперь перейдем к рассмотрению второго вопроса озвученного вначале статьи, а именно к оценке показаний измерений 2-х каналов расходомера F601 относительно эталонных масс. Сначала с помощью рис. 6 сравним часовые массы измеренные расходомером F601 в подающем трубопроводе, и значение эталонных масс.

С. Н. Носов

Рис. 5.

274

Часовая масса М9, т

0

1

2

3

4

Рис. 6.

5

6

7

8

9

10

-0.09

-0.08

1 Эталонная часовая масса Мэ, т

-0.07

2

0

-0.06

3

-0.04 -0.05

М9 = 1.0103*Мэ + 0.000096, т за час 2 R = 0.999990

-0.03

4

5

6

-0.02

7

0.00

0.01

-0.01

Абс. погрешность массы М9, DM9, т за час

Масса M9, т за час

8

9

10

О результатах испытаний расходомеров 275

Абсолю тная погрешность измерения массы М9, DM9, т за час

С. Н. Носов

Рис. 7.

276

О результатах испытаний расходомеров

277

Как следует из рис. 6, среднее статистическое уравнение М9 = f(Мэ) имеет вид: М9 = 1.0103•Мэ + 0.000096, т за час, при R2 = 0.999990 (4) Уравнение (4) показывает, что относительное отклонение ГХ канала М9 от ГХ эталонной массы Мэ составило +1,03%, а смещение нуля в среднем составило +0,000096 т за час. Критерий стабильности масс М9 (R2) по отношению к массам Мэ достаточно высок и в среднем равен 0,999990. Эталонные массы Мэ для каждого часового интервала рассчитаны по формуле Мэ = (М1 + М2 + М7 + М8)/4, т за час, (3) где М1 – масса воды, измеряемая РППД в подающем трубопроводе (дифманометр кл. 0,075 с выходным сигналом 4 – 20 мА); М2 – масса воды, измеряемая РППД в обратном трубопроводе (дифманометр кл. 0,075 с выходным сигналом 4 – 20 мА); М7 – масса воды, измеряемая РППД в подающем трубопроводе (дифманометр кл. 0,04 с цифровым выходным сигналом); М8 – масса воды, измеряемая РППД в обратном трубопроводе (дифманометр кл. 0,04 с цифровым выходным сигналом). Для повышения точности и стабильности показаний две пары расходомеров (М1 и М2, М7 и М8) выполняли измерения в дифференциальном режиме. Метрологические показатели работы двух пар дифференциальных РППД в графическом виде и в виде уравнений М2 = f(M1) и М8 = f(M7) показаны на рис. 7.

С. Н. Носов

Рис. 8.

278

О результатах испытаний расходомеров

279

Теперь перейдем к оценке часовых масс измеренных расходомером F601 в обратном трубопроводе, и значением эталонных масс. При проведении испытаний расходомера F601, установленного на обратном трубопроводе (рис. 8) , получено следующее соотношение измеренных часовых масс М10 и эталонных масс Мэ: М10 = 0,9925•Мэ + 0,021, т за час. (5) Как следует из уравнения (5), непропорциональность показаний канала измерений массы М10 по отношению к эталонной массе Мэ в среднем составила 0,75%, а смещение нуля расходомера F601 в среднем составило 0,021 т за час. Стабильность работы расходомера М10 достаточно высока и в среднем составила 0,99997. И, наконец, перейдем к выяснению соотношения границ допускаемой и фактических абсолютных погрешностей измерения масс 2-х каналов расходомера F601. На рис. 9 приведены графики изменения допускаемой и фактических абсолютных погрешностей измерения часовых масс М9 и М10 при изменении эталонной массы Мэ. Фактические абсолютные погрешности определены по отношению к эталонным массам Мэ. Рис. 9 показывает, что фактические абсолютные погрешности измерения масс М9 и М10 в процессе испытаний не выходили за пределы допускаемых значений и представляют собой несколько нелинейные функции измеряемого расхода. При этом, благодаря качественной регулировке нуля и чувствительности расходомера обеспечен много-

С. Н. Носов

Рис. 9.

280

О результатах испытаний расходомеров

281

кратный метрологический запас, размер которого нарастает по мере уменьшения расхода.

Вывод Испытания двухканального ультразвукового накладного расходомера типа FLUXUS ADM F601 в течение 208-и часов в диапазоне изменения скоростей потока от 0,06 м/с до 1,1 м/с (расход от 7,601 т/ч до 0,389 т/ч в диапазоне 20:1) подтвердили метрологические характеристики, нормированные в документации на расходомеры данного типа.

Сведения об авторе: Носов Сергей Николаевич, коммерческий директор ЗАО «Теккноу».

196066, Россия, Санкт-Петербург, Московский пр., 212, а/я 106. Тел./факс (812) 324-5627, доб. 143, моб. +7 (911) 991-1312, nosov@tek-know.ru, www.tek-know.ru

282

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова ОАО «НИИтеплоприбор»

Имитационное моделирование электромагнитных расходомеров

Реальные условия эксплуатации по физическим свойствам измеряемой среды, рабочей температуре, структуре потока, составу и уровню помех, отличаются от общепринятых и стандартизованных режимов, создаваемых на проливной расходомерной установке. Моделирование электромагнитных расходомеров является эффективным рациональным методом исследования, поверки и градуировки приборов, и его технические возможности существенно шире возможностей проливных расходомерных установок. Возможности имитационного моделирования следующие: • неограниченный диапазон имитируемых расходов; • исследование приборов с диаметрами каналов от малых значений (порядка нескольких мм) до неограниченно больших (до 2000 мм и более); • моделирование потока жидкости в широком диапазоне физических свойств (вязкости, плотности, температуры и т. п.); • моделирование неоднородности состава измеряемой среды: дисперсности, многофазности; • моделирование потоков с различной кинематической структурой, при любых числах Re, при осенесимметричных распределениях скорости, а также с различными уровнями и частотным спектром пульсаций;

Моделирование электромагнитных расходомеров

283

• моделирование помех различной природы: тепловой шум, электромагнитные помехи промышленной сети, радиочастотные помехи, одиночные импульсы, механические вибрации, гидравлические удары и т. п.; К тому же с помощью имитационного моделирования возможно проведение исследования электромагнитных расходомеров существенно проще, чем в натурных условиях. Следует отметить, что в настоящее время еще не все возможности имитационного метода реализованы. Если ставится задача об исследовании метрологических характеристик расходомера без пропускания потока жидкости через канал прибора, то модель электромагнитного расходомера должна имитировать сигнал по физическим параметрам, одинаковым с сигналом моделируемого прибора, но без движущегося потока жидкости, то есть в модели должен использоваться иной принцип преобразования. Непременным условием является точность пересчета характеристик модели и оригинала, которая должна быть достаточно высокой, чтобы удовлетворять поставленным задачам. Для того чтобы установить аналогию между электромагнитным расходомером и его имитационной моделью необходимо определить их общие признаки с точки зрения общей теории преобразователей. Такой подход позволяет в качестве имитационной модели подобрать преобразователь, основанный на другом принципе преобразования, но обладающий теми же общими функциональными свойствами. Рассмотрим первичный преобразователь (ПП) электромагнитного расходомера как систему, которая преобразует энергию потока жидкости и энергию питания

284

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова

индуктора в электрическую энергию, выделяемую через электроды и поступающую на вход измерительного устройства. ПП является шестиполюсником, однако его можно рассматривать и в виде четырехполюсника, имеющего внутренний источник энергии. Примем в качестве входных параметров эквивалентного четырехполюсника параметры, характеризующие энергию питания индуктора. Это позволит установить определенную аналогию между ПП и его имитационной моделью. Эквивалентный четырехполюсник является активным, необратимым, неавтономным, т. е. рассматриваемый ПП не содержит независимых источников энергии, а активность его обусловлена энергией потока жидкости, которая создает сигнал на электродах только при подведении извне энергии для создания магнитного поля. Он описывается матрицей: , (1) где U1 – напряжение питания индуктора; U2 – напряжение между электродами; I1 - ток питания индуктора; I2 - ток, протекающий через электроды и входную цепь измерительного устройства. Методом матричного моделирования можно построить множество различных эквивалентных схем ПП, составленных из элементов электротехники и электроники, которые можно рассматривать как его имитационные модели. Для анализа свойств имитационной модели наиболее удобной схемой замещения ПП является схема с гиратором (рис.1). Идеальный гиратор представляет со-

Моделирование электромагнитных расходомеров

285

бой чисто теоретический элемент электрической цепи, описываемый уравнениями: ; где , – входные напряжения и токи гиратора; , – выходные напряжения и токи гиратора: р – сопротивление гиратора. Для схемы, изображенной на рис. 1, . При условии, что |p|=R имеем Z21= 2R, Z12= 0, т. е. статическая характеристика ПП представлена через сопротивление Z21. Иными словами только параметр Z21 является функцией скорости или расхода жидкости.

Рис. 1. Эквивалентная схема первичного преобразователя

Более полная эквивалентная схема ПП приведена на рис. 2. Трансформатор тока Т имитирует гальваническую развязку между цепью индуктора и цепью, соединяющей электроды. Через коэффициенты взаимоиндуктивности Ms показаны индуктивные связи цепи электродов с катушками возбуждения индукторов. Эти связи обусловливаются паразитными цепями, приво-

286

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова

Рис. 2. Развернутая эквивалентная схема первичного преобразователя

дящими к Z12≠ 0. Сопротивление Rs1 и индуктивности Ls1 – определяют собственный импеданс катушки индуктора. Надо отметить, что могут существовать соответствующие емкостные связи между катушкой индуктора и цепью электродов, однако в схеме они опущены, поскольку при низкой частоте питания их влияние несущественно. Сопротивление Rs2 обусловлено электропроводностью измеряемой среды: Rs2≈ 1/d, (2) где  – электропроводность жидкости; d – диаметр электрода.

Моделирование электромагнитных расходомеров

287

Индуктивное сопротивление LS2 определяется проводниками от электродов до выходных клемм ПП и является пренебрежимо малой величиной. Величину R можно представить как статическую характеристику ПП: R = U2/2I1 (3). Обычно коэффициент преобразования ПП представляют как отношение выходной величины преобразователя U/I к его входной величине, т. е. скорости v: , (4) где U – напряжение между электродами, вызванное движением потока жидкости; I – ток возбуждения магнитного поля, создаваемый в витках катушки индуктора; v – средняя скорость потока жидкости, протекающего по каналу расходомера. Правая часть (4) содержит только текущие параметры, возникающие на входе и выходе ПП, которые никак не отражают конструктивное содержание самого преобразователя. Использовав методы теории подобия и размерностей, выразим коэффициент преобразования Kv через некоторые обобщенные конструктивные параметры прибора. На основе анализа размерностей рассматриваемый коэффициент можно описать с помощью некой гипотетической взаимоиндуктивности М, отражающей связь индуктора с потоком измеряемой жидкости, и характерного линейного размера, который примем равным диаметру канала D: , (5) Представление коэффициента преобразования Kv выражением (5) выполнено с помощью всего двух конструктивных параметров прибора. Здесь характеристи-

288

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова

ческий коэффициент М выступает как основной «обобщенный» параметр конструкции ПП, определяющий функцию преобразования скорости потока в электрический сигнал. Рассмотрим подробнее влияние взаимоиндуктивности на функцию преобразования скорости потока в электрический сигнал, возбуждаемый между электродами. Очевидно, рассматриваемая взаимоиндуктивность отражает конструкцию индуктора, его расположение на трубе относительно электродов, значение и распределение магнитного поля в рабочей зоне канала, поскольку именно от этих параметров зависит выходной сигнал расходомера. Далее обратим внимание на то, что М зависит не только от конструкции индуктора и его положения на трубе, но и от некоторых условий структуры потока жидкости. Например, некоторые расходомеры чувствительны к перестройке профиля потока между ламинарным и турбулентным течениями, а также к изменению асимметрии структуры потока, влиянию неоднородности распределения в канале состава измеряемой среды (пульпы) и т. п. Эти факторы изменяют Kv. Следовательно, они изменяют взаимоиндуктивность между индуктором и потоком измеряемой жидкости в рабочей зоне канала. Таким образом, связь между индуктором и рабочей зоной канала зависит и от некоторых условий эксплуатации расходомера. Очевидно, на значение М влияют также такие конструктивные параметры прибора, как размер электрода, форма канала расходомера, качество изоляционного покрытия внутренней поверхности трубы и т. п. Из изложенного следует, что взаимоиндуктивность между индуктором и потоком жидкости является основным фактором, определяющим конструктивное

Моделирование электромагнитных расходомеров

289

решение расходомера, информативность сигнала об измеряемом расходе, чувствительность к условиям эксплуатации. Из сопоставления выражения (4) и (5) нетрудно подсчитать значение М для какого-либо расходомера. В большинстве выпускаемых промышленностью расходомеров М находится в пределах 10-6–10-7 Гн. При прочих равных условиях с увеличением диаметра канала пропорционально возрастает связь индуктора с потоком жидкости. Выражение коэффициента преобразования через взаимоиндуктивность между индуктором и потоком жидкости подсказывает способ имитационного моделирования расходомера. Основным элементом имитационной модели может являться индукционная катушка, размещаемая в канале расходомера и связанная магнитным потоком с его индуктором. Эта взаимосвязь характеризуется неким своим коэффициентом Мк. Изменяя конструкцию индукционной катушки, распределение ее витков и положение в канале, можно обеспечить Мк различного значения, в том числе и равным или кратным М. Иными словами, имитируя с помощью индукционной катушки взаимоиндуктивную связь индуктора с каналом прибора, можно воспроизвести коэффициент преобразования расходомера Kv беспроливным способом, т. е. без потока жидкости. Если при этом достигнута явная и однозначная функциональная связь между элементами конструкции модели и оригинала, а также условиями эксплуатации расходомера, то модель может быть средством метрологических исследований прибора. Рассмотрим эти зависимости.

290

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова

Если существует взаимоиндуктивная связь между индуктором и каналом расходомера, то должен существовать магнитный поток, обеспечивающий эту связь. Магнитный поток в канале создается исключительно током, протекающим по виткам катушки индуктора, поскольку жидкость имеет низкую электропроводность, и магнитным полем, образуемым токами в измеряемой среде, можно пренебречь. Обозначим этот поток Ф0. Он не зависит от условий эксплуатации расходомера, одинаков как при пустом канале, так и при движении жидкости, не зависит от распределения скорости по сечению канала и т. п. Очевидно, не весь магнитный поток Ф0 образует исследуемую взаимоиндуктивную связь между индуктором и движущейся по каналу жидкостью, а только та его часть, которую можно описать выражением: (6) где В – индукция магнитного поля; W – объемная весовая функция; v – вектор скорости потока;  – объем активной зоны канала. Магнитный поток Ф является составной частью потока Ф0, зависимой от кинематики потока в той же мере, что и рассмотренная выше взаимоиндуктивная связь М индуктора с жидкостью, но при этом он не может превысить Ф0. Очевидно, чем ближе поток Ф к Ф0, и чем меньше он зависит от условий эксплуатации, тем более оптимальна конструкция расходомера, тем выше метрологические характеристики прибора. Выражение (6) позволяет выявить зависимость потока Ф и взаимоиндуктивности М от конструктивных параметров расходомера и других условий: внешнего магнитного поля и распределения скорости в канале. Функция W отражает вес, вносимый струей потока с

Моделирование электромагнитных расходомеров

291

вектором скорости v на величину Ф. Как известно, функция W определяется только диаметром канала, протяженностью изолированного участка, местоположением и размерами электродов, она не зависит ни от скорости, ни от внешнего магнитного поля. Подробное аналитическое исследование объемной весовой функции приведено в работах Шерклифа и Бевира [1]. Заметим, что если канал расходомера не целиком заполнен жидкостью, или имеется неоднородное распределение состава измеряемой среды по рабочему объему, например, при измерении расхода пульпы, то эти факторы отражаются на весовой функции W. Итак, сформулируем задачу имитационного моделирования расходомера. Она состоит в том, чтобы с помощью индукционной катушки и элементов электроники выделить магнитный поток Ф и преобразовать его в электрическое напряжение, равное U. Тогда беспроливным способом, воспроизводя напряжение на входе измерительного устройства расходомера, можно построить метрологическую характеристику в зависимости от задаваемых конструктивных размеров канала и условий эксплуатации. Используя известное свойство описания магнитного поля в некотором замкнутом объеме через нормальную компоненту индукции к поверхности, замыкающей этот объем, можно существенно сократить необходимую информацию о магнитном поле. Тогда искомый магнитный поток можно выразить через распределение магнитного поля Bn на внутренней поверхности канала и поверхностную весовую функцию Wn следующим образом [3]: , (7), (8)

292

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова

где S – поверхность канала. Введение нами понятия «поверхностная весовая функция Wn» [2] позволило не только описать магнитный поток Ф при существенно меньшем объеме необходимой информации о магнитном поле в рабочей зоне канала, но и открыть реальную возможность создания относительно простой конструкции индукционной катушки с распределением витков по цилиндрической поверхности или плоскости, рассекающей рабочий объем канала. Здесь следует заметить, что поверхностная весовая функция Wn зависит от кинематической структуры потока, т. е. распределения скорости в канале, и от всех факторов, определяющих объемную весовую функцию W. Иными словами, различное распределение витков на поверхности или плоскости индукционной катушки соответствует различной конструкции канала и распределению скорости измеряемой жидкости в его поперечном сечении. Нужно создать такую конструкцию индукционной катушки, с помощью которой можно из общего магнитного поля выделить искомый магнитный поток Ф, воспринять и преобразовать его в электрический сигнал. Если это осуществить, то открывается принципиальная возможность моделирования взаимоиндуктивной связи М индуктора с рабочей зоной канала с помощью индукционной катушки, размещаемой в трубе расходомера. С помощью такой модели можно проводить исследования его метрологических характеристик. Изменяя конструктивные параметры индукционной катушки и ее положение в канале расходомера, можно моделировать различные конструкции прибора, структуры потока измеряемой среды и ее фазовый состав.

Моделирование электромагнитных расходомеров

293

В зависимости от того, как распределены витки индукционной катушки, какой поверхностной весовой функции они соответствуют, данная катушка воспроизводит соответствующие условия измерений. Например, при турбулентном осесимметричном режиме, когда можно считать распределение скорости однородным, поверхностная весовая функция равна: , (9) где θ, r, z – цилиндрическая система координат, в которой ось z направлена по оси канала, r – радиус канала, θ – угол поворота вокруг оси, отсчитываемый против часовой стрелки. , где ρ –

Для ламинарного режима расстояние до оси z.

При этом выражение для поверхностной весовой функции, отображающей ламинарный поток, имеет вид , (10) Исследования режимов потоков в каналах большого диаметра показали, что реальные профили потока описываются, например, уравнениями типа [3]: , где r, θ – цилиндрические координаты с центром на оси канала; R – внутренний радиус канала; n, m, a – коэффициенты, характеризующие режим потока. Первый член правой части характеризует осесимметричную составляющую профиля скорости, а второй член – спектр пространственных гармоник. Причем, пространственные гармоники, определяемые вторым

294

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова

членом правой части уравнения, быстро затухают. Поэтому реальные режимы потоков могут быть существенно ограничены. Анализ поведения поверхностной весовой функции показывает, что, в принципе, для любой функции можно получить соответствующую ей поверхностную весовую функцию. Использование аппарата поверхностных весовых функций для различных кинематических и фазовых структур потока позволило создать преобразователи магнитного поля в виде набора печатных индукционных катушек, имитационно моделирующих соответствующие распределения скорости в канале. Рассмотренные принципы моделирования заложены в установку Поток-Т, предназначенную для градуировки и поверки электромагнитных расходомеров. Установка включает в себя: – набор преобразователей магнитного поля (индукционных катушек) типа «Сенсор»; – согласующий блок; – интерфейсную плату с аналого-цифровым и цифроаналоговым преобразователями; – программное обеспечение; – персональную ЭВМ типа IBM PC; – магазины электрического сопротивления; – набор нутромеров и микрометров. Установка имеет следующие характеристики: Диаметр условного прохода расходомера 25–4000 мм. Верхний предел измерения по объемному расходу 0,01– 350000 м3/ч. Имитируемая рабочая среда – вода при температуре 10–180°С. Основная погрешность:

Моделирование электромагнитных расходомеров

295

по объемному расходу и объему ±0,2 %, по количеству теплоты ±0,5 %. Межповерочный интервал 2 года. Полный срок службы, не менее 15 лет. Габаритные размеры: сенсоров – от (170х46х10) до (435х280х10) мм, согласующего блока (135х50х125) мм. Масса: сенсоров 0,2–2,8 кг, согласующего блока, не более 0,8 кг. Установка размещается на рабочем столе, защищена патентами России. Разработана методика метрологической аттестации и поверки установки Поток-Т. Межповерочный интервал – 2 года. Штатные сенсоры установки Поток-Т представляют собой плоские индукционные катушки, изготовленные печатным способом. Они моделируют идеализированную конструкцию прибора и условия эксплуатации, а именно: канал расходомера имеет диаметр, равный условному диаметру, электроды «точечные», длина изолированного участка 3–4 размера условного диаметра расходомера, поток электропроводной жидкости порядка 10-4 См/м, осесимметричный, предельно турбулентный и т. п. Эти условия являются наиболее близкими для большинства расходомеров общепромышленного назначения и для режимов их поверки на проливной расходомерной установке. Создавать индивидуальную конструкцию сенсора под каждый расходомер желательно, но практически не представляется возможным не по техническим, а по экономическим соображениям. Поэтому отклонения некоторых параметров конструкции расходомера и кинематической структуры потока от заложенных в конструкцию сенсора учитываются с

296

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова

помощью поправочных коэффициентов. Эти коэффициенты определяются расчетом и посредством сопоставительных испытаний проливным и беспроливным способами представительной серии приборов. Рассмотрим два варианта применения установки Поток-Т для поверки расходомера. Первый, наиболее распространенный, состоит в применении установки для вторичной поверки прибора. При этом понимается, что при изготовлении расходомер отградуирован на проливной расходомерной установке, тем самым в пределах допускаемой погрешности установлена зависимость показаний прибора от объемного расхода. Иными словами основная задача имитационного моделирования, которая возникает при первичной поверке прибора с помощью установки Поток-Т, уже решена: установлена рассматриваемая функциональная связь между объемным расходом, всеми элементами конструкции расходомера и кинематикой потока. Задачей вторичной поверки является только контроль состояния этой функциональной связи. Эта задача решается без моделирования прибора в строгом его понимании. Достаточно составить набор параметров, определяющих градуировочную характеристику расходомера, периодически его контролировать и сверять между собой. Разработана рекомендация Госстандарта России [4], нормирующая процедуру вторичной поверки расходомеров с помощью установки Поток-Т. Согласно этой рекомендации принимаются два основных параметра, с помощью которых контролируется градуировочная характеристика расходомера, это калибровочные факторы ПП и измерительного устройства. В таком варианте установка Поток-Т будут поставляться Вам. Калибровочный фактор ПП KF вычисляется по результатам измерения взаимоиндуктивной связи М

Моделирование электромагнитных расходомеров

297

между индуктором и потоком измеряемой среды, а также измерений диаметра канала и расстояния между электродами. Эти измерения выполняются с помощью установки Поток-Т. Калибровочный фактор измерительного устройства представлен выражением: , (11) Выстроенная по этим параметрам имитационная модель оказывается достаточной в такой мере, при которой она однозначно характеризует установленную ранее проливным методом реальную градуировочную характеристику прибора, а, следовательно, контролирует установленную ранее взаимоиндуктивную связь индуктора с потоком жидкости. Если расходомер отградуирован правильно и выходной сигнал представлен в единицах измерения расхода, то соблюдается соотношение: , (12) где – нормированная абсолютная погрешность измерения расхода. Произведение коэффициентов преобразования первичного преобразователя и измерительного устройства в этом случае равно единице в пределах допускаемой погрешности. Второй вариант применения установки (более сложный) предусматривает первичную поверку расходомера. Очевидно, что высокая строгость имитационного моделирования расходомера нужна при градуировке и первичной поверке вновь изготовленного или отремонтированного расходомера, поскольку требуется установить с необходимой точностью функциональную связь

298

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова

задаваемого объемного расхода с элементами конструкции и условиями эксплуатации прибора. В этом случае, применяя установку Поток-Т, никак нельзя обойтись без поправочных коэффициентов, определяемых сопоставительными испытаниями, поскольку они позволяют модель идеализированного расходомера приблизить к модели исследуемого прибора [5]. Методика первичной поверки расходомеров с помощью установки Поток-Т изложена в другом документе Госстандарта России. Ограничения конструкций сенсоров и применение поправочных коэффициентов, безусловно, снижают точность поверки приборов с помощью установки Поток-Т, а необходимость организации и проведения сопоставительных испытаний для определения этих коэффициентов увеличивает трудоемкость, стоимость и сроки внедрения имитационного метода поверки. Обнаруживается прямая зависимость точности поверки прибора имитационным методом от уровня технологии, качества изготовления расходомера и стабильности его конструктивного решения. Каждая фирма-разработчик и изготовитель расходомеров периодически совершенствуют расходомеры, меняют их схемные и конструктивные решения, элементную базу, применяемые материалы и программное обеспечение. Это приводит к изменению поправочных коэффициентов и к необходимости их уточнения путем повторных сопоставительных испытаний приборов.

Моделирование электромагнитных расходомеров

299

Литература 1. Bevir M. K. Theory of Induced Voltage Electromagnetic Flowmeasurement. // IEE Trans. Magn. – 1970. – V. 6. – N 2. – P. 315-320.

2. Вельт И. Д., Михайлова Ю. В. Имитационное моделирование электромагнитных расходомеров // Приборы и системы управления. – 1997. – № 11. – с. 28.

3. Salami L. A. // Trans. Inst. Measurement and Control. – 1984. – V. 6. – N 4. – P. 197.

4. МИ 3164–2008. Методика поверки с применением имитационной установки «Поток-Т».

5. МИ 2299–2005. Методика поверки с применением установки «Поток-Т» (аппаратно-программная версия 2005).

Сведения об авторе: Вельт Иван Дмитриевич, ОАО «НИИтеплоприбор», (495) 617-2438, vellt@rol.ru.

300

В. М. Бобровник, к.т.н., генеральный директор ЗАО «Днепр», В. Е. Чередниченко, технический директор ЗАО «Днепр».

Приборы учета канализационных стоков для объектов ЖКХ До настоящего времени в Российской Федерации практически не существовало надежных приборов учета сточных вод, предназначенных для объектов ЖКХ, малых предприятий и организаций социально-бытового назначения. Представители водоканалов особо подчеркивают важность измерения малых расходов сточных вод в действующих канализационных колодцах. Необходимость в таких приборах существовала всегда, но отсутствие простого и надежного конструктивного решения делало эти приборы неоправданно дорогими и неудобными в эксплуатации. Сейчас такое решение появилось. ЗАО «Днепр» на базе своих разработок ультразвуковых расходомеров-счетчиков «Днепр-7» приступило к выпуску нового конструктивного исполнения расходомера-счетчика сточных вод. Особенностью нового конструктивного решения является создание функционально завершенного измерительного картриджа, который легко устанавливается в отводящий или подводящий трубопровод в любом ти-

Приборы учета канализационных стоков

301

повом смотровом канализационном колодце. Измерительный картридж может устанавливаться в подвале жилого дома в разрыв самотечного трубопровода с обеспечением его герметичности. Расходомер обеспечивает архивацию данных и удобный съем данных на типовую «USB-flesh» карту – «флэшку». Интерфейсы RS232 и RS485 позволяют объединять приборы в сеть. Создание автоматизированных сетей учета сточных вод позволит решить множество проблем. Во-первых, это оперативная диагностика состояния канализационных сетей: наличие подпоров, затопления или переполнения смотровых канализационных колодцев. Во-вторых, это объективный контроль за расходованием водных ресурсов. В третьих, это возможность диспетчеризации канализационных сетей городов. Контроль сточных вод на объектах ЖКХ позволит оперативно оценивать работоспособность приборов учета холодной и горячей воды. Теоретически, средний объем сточных вод должен равняться объему холодной и горячей воды, полученной потребителем. Практически, они могут существенно отличаться из-за неисправности приборов учета холодной и горячей воды. Кроме того, погрешность измерения расхода горячей воды в системах с принудительной циркуляцией может достигать десятков процентов.

302

В. М. Бобровник, В. Е. Чередниченко

Особое внимание на новое исполнение прибора следует обратить представителям водоканалов. До последнего времени объем сточных вод, сбрасываемых объектами ЖКХ, практически никак не измерялся, а оценивался как сумма холодной и горячей воды, полученной потребителем. При этом использовались приборы, относящиеся к тепловым сетям, а не к водоканалам. Расчет за стоки через тепловые сети крайне сомнителен как для водоканалов, так и для членов ТСЖ. Установка приборов учета сточных вод позволит не только объективно оценивать их количество и производить расчеты между ТСЖ и водоканалами, но диагностировать работу системы канализации в целом. Это позволит избежать возникновения экологических и технологических катастроф. Ведь затопление канализационных колодцев неминуемо приводит к таким катастрофам. Кроме того, наша фирма может предложить заказчикам все возможные типы ультразвуковых датчиков: накладные, врезные, погружные и навесные.

Сведения об авторах: Бобровник Владимир Михайлович, к.т.н., генеральный директор ЗАО «Днепр», Чередниченко Виталий Евгеньевич, технический директор ЗАО «Днепр». ЗАО «Днепр». 141300, г. Сергиев Посад, ул. Митькина, дом 5, тел. (495) 615-02-76, 995-18-62, (49654) 7-5347, e-mail: info@dnepr-7.ru, moscow@dnepr-7.ru, www. dnepr-7.ru

303

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева»

Методика измерений расхода и объема попутного нефтяного газа счетчиками газа трсг-ирга В ФГУП «ВНИИМ им. Д. И.Менделеева» разработана Методика измерений расхода и объема попутного нефтяного газа вихревыми счетчиками газа ТРСГ-ИРГА. Работа выполнялась для МУП «Радужныйтеплосеть», г. Радужный Тюменской обл. Однако, методика носит достаточно общий характер и может быть рекомендована в качестве основы для разработки аналогичных методик. Методика измерений (в дальнейшем МИ) соответствует ГОСТ Р 8.563 2009 «ГСИ. Методики (методы) измерений». Она содержит следующие разделы: 1. Назначение и область применения.

2. Требования к погрешности измерений.

3. Средства измерений и вспомогательные устройства, требования к их монтажу.

4. Метод измерений. Алгоритм определения объема газа, приведенного к стандартным условиям.

5. Требования к квалификации персонала.

6. Требования безопасности и охраны окружающей среды.

7. Условия выполнения измерений.

8. Подготовка к измерениям и их проведение.

9. Обработка результатов измерений.

10. Контроль точности результатов измерений.

11. Оформление результатов измерений. Приложение А (справочное). Перечень нормативных документов, используемых при разработке методики измерений.

304

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков

Приложение Б (справочное). Анализ погрешностей измерений. В докладе представлены основные разделы МИ (1,2,3,4, 9,10,11 и приложение Б)

1. Назначение и область применения

Настоящая методика измерений (МИ) устанавливает содержание и порядок выполнения измерений расхода и объема газа в рабочих и стандартных условиях по ГОСТ 2339 счетчиками газа ТРСГ-ИРГА узла учета попутного нефтяного газа (в дальнейшем УУГ) – владелец МУП «Радужныйтеплосеть», г. Радужный Тюменской обл. На УУГ устанавлены две идентичные измерительные линии (Д 250) и одна измерительная линия (Д 100) с запорной арматурой, что позволяет решить вопрос бесперебойной его эксплуатации, так как каждая линия рассчитана на максимально заданную производительность по потреблению попутного нефтяного газа. В соответствии с техническим заданием контролируемый расход попутного нефтяного газа 1500-16000 ст. м³/ч и 100 – 2000 ст. м³/ч при избыточном давлении в газопроводе (0,05 – 0,2) МПа.

2. Требования к погрешности измерений

Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема (расхода) газа, приведенного к стандартным условиям, не должны превышать значения указанного в Проекте УУГ (± 2,5%).

3. Средства измерений и вспомогательные устройства, требования к их монтажу

3.1. На каждой из измерительных линий устанавливается автономный измерительный комплекс учета

Методика измерений расхода и объема попутного газа 305

газа ТРСГ-ИРГА с вихревым счетчиком Ирга-РВ (Госреестр СИ РФ, № 26133-08), соответствующего измерительной линии типоразмера. Счетчики-расходомеры Ирга-РВ устанавливаются на открытой установочной конструкции, на горизонтальных надземных участках с запорной арматурой, которая позволяет включать в работу или переводить в резерв любую из измерительных линий. Диапазон измерений в рабочих условиях от 200 до 12000 или от 20 до 1500 м³/ч. Предел допускаемой относительной погрешности измерений расхода газа в диапазоне 0,05 * Qmax – Qmax – ±1%, в диапазоне Qmin – 0,05Qmax – ±1,5%. Для реально измеряемых расходов используется диапазон 0,05 * Qmax – Qmax. Для измерений избыточного давления газа используются датчики абсолютного давления 415ДА-Ех-0,5%0,4МПА (класс 0,5) – (Госреестр СИ РФ, №36555-07). Для измерений температуры газа используются термометры сопротивления типа ТСП-Н-Pt 100 (Госреестр СИ РФ, № 38959-08) в диапазоне измеряемых температур (–60...+180)°С (класс А). В качестве корректора используется вычислитель Ирга-2 с относительной погрешностью ± 0,2% (Госреестр СИ РФ, № 15178-08). Вычислитель производит расчет текущего (мгновенного) расхода и итогового количества попутного нефтяного газа с приведением к стандартным условиям, выполняя коррекцию по температуре и давлению газа.

3.2. При монтаже СИ на УУГ должны быть выполнены требования к монтажу, указанные в технической документации на применяемые СИ .

3.2.1. В необходимых случаях на трубопроводе перед счетчиком для формирования необходимой струк-

306

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков

туры потока устанавливают струевыпрямители, турбулизаторы и другие устройства. Для защиты счетчика от содержащихся в природном газе смолистых веществ, пыли, песка, металлической окалины, ржавчины и других твердых частиц следует применять газовые фильтры. Рекомендуется обеспечить возможность подключения дублирующих СИ параметров газа.

3.2.2. В случаях недопустимости прерывания потока газа при проведении работ, связанных с отключением или демонтажом счетчика, а также с целью исключения повреждения счетчика при пусконаладочных работах, трубопровод оборудуют байпасной линией. При этом обеспечивают контроль герметичности перекрытия байпасной линии.

3.3. Установка счетчиков 3.3.1. При монтаже счетчика на ИТ выполняют требования, установленные технической документацией на счетчик, определенные при утверждении типа СИ: – к допустимым отклонениям внутренних диаметров счетчика и ИТ, – к длинам прямых участков ИТ до и после счетчика, – к смещению осей счетчика и ИТ, – к угловому отклонению оси корпуса счетчика от горизонтали или вертикали. Если указанные требования не оговорены изготовителем счетчика и не обеспечены конструктивно, то выполняют нижеприведенные требования.

3.3.2. Счетчик устанавливают между двумя прямыми цилиндрическими участками ИТ, имеющими круглое сечение по всей длине требуемого прямого участка до и после счетчика.

Методика измерений расхода и объема попутного газа 307

ИТ перед счетчиком считают прямым круговым цилиндром, если результаты измерений не менее четырех диаметров, измеренных под равными углами в сечениях непосредственно перед счетчиком и на расстоянии 2Dу от счетчика, отличаются от среднего диаметра не более чем на 1%. Контроль круглости ИТ после счетчика проводится по результатам измерений внутренних диаметров в сечении непосредственно после счетчика. Результаты измерений не менее четырех диаметров, измеренных под равными углами, в этом сечении не должны отличаться от среднего диаметра более чем на 2%. ИТ после счетчика и на участке, расположенном далее 2Dу перед счетчиком, можно считать цилиндрическим, если это подтверждается при визуальном осмотре. Результаты измерений оформляются актом. Внутренний диаметр допускается определять путем непосредственного измерения или путем измерения наружного диаметра ИТ и толщины его стенки. При непосредственном измерении внутреннего диаметра относительная погрешность измерительного инструмента не должна превышать 0,3%. Погрешность измерительных инструментов при определении внутреннего диаметра путем измерения наружного диаметра ИТ и толщины стенки выбирают исходя из необходимости соблюдения условия: %, (8.1) где Dн – наружный (номинальный) диаметр трубопровода; h – номинальная толщина стенки трубопровода;

308

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков

Dн, h – погрешность СИ, применяемых для определения наружного диаметра трубопровода и толщины стенки. Высота уступа перед счетчиком не должна превышать 1% от внутреннего диаметра ИТ. Высота уступа после счетчика не должна превышать для вихревых счетчиков – 1% от внутреннего диаметра ИТ.

3.3.3. В случае применения конусных переходов для сопряжения ИТ и счетчика, их конструкция и геометрические размеры должны соответствовать требованиям технической документации на счетчик.

3.3.4. Под прямым участком ИТ подразумевают трубу, не содержащую местных сопротивлений и удовлетворяющую требованиям п. 8.2.1. На расстоянии более 2D ИТ может быть составным. Если разница диаметров составных частей ИТ превышает 1%, то допускается применение конусных переходов. Размеры конусных переходов должны соответствовать следующим условиям: 1,0 ≤ D2/D1 ≤ 1,1, (8.2) и0≤

< 0,2, (8.3)

где D2 и D1 – больший и меньший внутренние диаметры конусного перехода, соответственно; lk – длина конусного перехода. Конусные переходы, удовлетворяющие вышеуказанным условиям, не являются местными сопротивлениями. Применение других конструкций конусных переходов допускается, если это оговорено в технической документации на счетчик.

3.3.5. Сварные трубы могут использоваться для изготовления прямых участков ИТ перед счетчиком при условии, что шов не является спиральным. Высо-

Методика измерений расхода и объема попутного газа 309

та валика кольцевого шва на внутренней поверхности прямого участка ИТ перед счетчиком и прямого шва сварного трубопровода не должна превышать 0,005D на участке ИТ длиной 2Dу перед счетчиком и 0,01Dу на участке ИТ, расположенном далее 2Dу от счетчика. Уплотнительные прокладки не должны выступать во внутреннюю полость трубопровода. Рекомендуемая толщина плоских прокладок не более 3 мм.

3.3.6. Длины прямых участков ИТ до и после счетчика должны соответствовать требованиям, установленным изготовителем счетчика. В случае отсутствия этих требований в технической документации на счетчик, длина прямого участка ИТ перед вихревыми счетчиками должна быть не менее 20Dу, а за счетчиком – не менее 5Dу. В случае несоблюдения требований к длинам прямых участков ИТ узел учета должен быть реконструирован или должно быть экспериментально определено уточненное значение коэффициента преобразования счетчика. Решение о необходимости проведения реконструкции или экспериментальных работ принимают исходя из технико-экономической целесообразности. Определение коэффициента преобразования счетчика проводят на основании методик, согласованных заинтересованными сторонами и утвержденных органами метрологической службы. Для сокращения длины прямого участка ИТ перед счетчиком и формирования потока допускается применять специальные устройства (струевыпрямители, турбулизаторы и др.). Место установки и конструкцию этих устройств выбирают в соответствии с требованиями технической документации на счетчик.

3.3.7. При применении фильтра его конструкция должна обеспечить степень очистки газа, необходимую для нормальной работы счетчика.

310

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков

3.4. Измерение давления 3.4.1. Абсолютное давление измеряемого газа определяют одним из следующих способов: – непосредственным измерением; – суммированием избыточного и атмосферного давлений: (8.4).

3.4.2. Абсолютное и избыточное давление следует измерять с помощью измерительных преобразователей давления, указанных в разделе 3.1. По договоренности между контрагентами, при рабочем избыточном давлении выше 0,3 МПа вместо измерения атмосферного давления возможно его введение в вычислительное устройство в виде постоянно-переменной величины с возможностью корректировки. В этом случае должны быть обеспечены: – защита от несанкционированного изменения параметра; – отображение в архиве вычислительного устройства момента изменения с указанием предыдущего и введенного значения.

3.4.3 Атмосферное давление измеряют в месте расположения измерительного преобразователя избыточного давления, если последний размещен в замкнутом пространстве при наличии в нем разрежения или избыточного давления (наддува), создаваемого системами вентиляции и кондиционирования.

3.4.4. Отверстие для отбора давления для горизонтальных и вертикальных трубопроводов должно быть расположено радиально. При горизонтальном расположении трубопровода это отверстие должно быть размещено в верхней половине сечения трубопровода. Места расположения отверстий для отбора давления для конкретных типов счетчиков указаны в п. 3.4.5.

Методика измерений расхода и объема попутного газа 311

Отбор давления осуществляют через цилиндрическое отверстие или паз. Кромки отверстий и пазов не должны иметь заусенцев. Для ликвидации заусенцев или задиров на внутренней кромке отверстия допускается ее скругление радиусом не более 1/10 диаметра отверстия. Не допускаются неровности на внутренней поверхности отверстия и паза или на стенке трубопровода вблизи них. Выполнение данного требования проверяют визуально. Диаметр цилиндрических отверстий для отбора давления должен удовлетворять одновременно двум условиям: не более 0,13Dу и не более 13 мм. Величина минимального диаметра определяется необходимостью исключения случайного закупоривания и обеспечения удовлетворительных динамических характеристик. Рекомендуется выбирать диаметр отверстия для отбора давления не менее 3 мм и не более 10 мм. Отверстие должно быть цилиндрическим на длине не менее одного внутреннего диаметра отверстия, при измерении от внутренней поверхности трубопровода. Ширина паза в направлении потока должна быть не менее 2 мм, а глубина паза не менее его ширины. Площадь сечения паза должна находиться в пределах от 10 до 80 мм2.

3.4.5. Место отбора давления Для вихревого счетчика отбор давления производят в корпусе счетчика. Допускается место отбора давления располагать на прямом участке трубопровода на расстоянии не более 5D выше или ниже по потоку от вихреобразующего тела, если иное не оговорено в технической документации на счетчик.

3.4.6. Соединительные линии Соединительные линии СИ давления и перепада давления должны быть проложены по кратчайшему расстоянию и иметь уклон к горизонтали не менее 1:12.

312

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков

Внутреннее сечение соединительных трубок должно быть одинаковым по всей длине, диаметром от 6 до 15 мм. Материал соединительных трубок должен быть коррозионностойким по отношению к измеряемому газу, его конденсату и сопутствующим компонентам (метанол, гликоль и др.). Длина соединительных линий должна соответствовать требованиям ГОСТ 8.563.2.

3.5. Измерение температуры 3.5.1. Температуру контролируемого газа следует измерять с помощью термометров, указанных в разделе 3.1.

3.5.2. Термодинамическую температуру газа Т определяют по формуле: Т = 273,15 + t , где t – температура газа в °С.

3.5.3. При использовании вихревых счетчиков температуру газа измеряют после вихреобразующего тела в корпусе счетчика или на прямом участке трубопровода не далее 10D после него.

3.5.4. Чувствительный элемент преобразователя температуры должен быть погружен в трубопровод на глубину от 0,3Dу до 0,7Dу. Чувствительный элемент преобразователя температуры должен быть установлен в трубопровод непосредственно или в гильзу (карман), диаметр которой должен быть не более 0,13Dу. Допускается увеличение диаметра гильзы термометра до 1/3 Dу, если она установлена на прямом участке после счетчика на расстоянии от 3Dу до 5Dу. При установке чувствительного элемента преобразователя температуры в гильзе должен быть обеспечен

Методика измерений расхода и объема попутного газа 313

надежный тепловой контакт. Для обеспечения теплового контакта гильзу заполняют жидким маслом.

3.6. Вычислитель «Ирга-2» 3.6.1. Вычислитель «Ирга-2» (далее вычислитель), входящий в состав счетчика, автоматически учитывает действительные значения необходимых параметров газа, архивирует и сохраняет значения объема газа в рабочих и стандартных условиях, а также средние значения вычисленных и измеренных параметров газа. Интервалы времени осреднения параметров: час, сутки, месяц, год.

3.6.2. Вычислитель представляет текущие значения расхода газа при рабочих условиях и его текущие параметры (рабочие давление, температуру и, при необходимости, энергосодержание, компонентный состав газа и другие параметры), а также значения объемов газа при рабочих и стандартных условиях, накопленные нарастающим итогом.

3.6.3. Вычислитель обеспечивает возможность распечатки информации на принтере непосредственно или с помощью устройств приема/передачи информации (переносного устройства сбора информации, компьютера и др.).

3.6.4. В вычислителе предусмотрена защита параметров настройки и архивной информации от возможности ее искажения как с управляющей панели, так и по физическим линиям связи.

3.6.5. Запрещается изменение параметров настройки вычислителя и электронных блоков счетчика, влияющих на измерение параметров газа и расчет количества газа вычислителем без составления контрагентами соответствующего акта с указанием причины внесения изменений и новых значений. Запрет обеспечен кон-

314

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков

струкцией вычислителя (возможность пломбирования контрагентами). По договоренности между контрагентами возможно определение ряда параметров, как постоянно-переменных с предоставлением возможности их изменения в процессе эксплуатации счетчика. Все изменения отображаются в архиве вычислителя «Ирга-2».

3.7. Применяемые СИ должны пройти государственные испытания для целей утверждения типа в соответствии с ПР 50.2.009. Применяемые СИ подлежат поверке органами Государственной метрологической службы в порядке, установленном в ПР 50.2.006. СИ, применяемые для измерения и вычисления объема должны иметь действующие свидетельства о поверке или поверительное клеймо и эксплуатироваться в соответствии с требованиями технической документации на них. Периодичность поверки СИ должна соответствовать межповерочным интервалам, установленным при утверждении типа СИ. СИ, применяемые для контроля перепада давления на счетчике, струевыпрямителе и фильтре, должны иметь действующее свидетельство о поверке или поверительное клеймо. Измерительные комплексы или системы, занесенные в Госреестр СИ, подлежат поверке в соответствии с методиками поверки, разработанными при утверждении типа СИ.

4. Метод измерений. Алгоритм определения объема газа, приведенного к стандартным условиям 4.1. Определение объема газа, приведенного к стандартным условиям, выполняют методом, основанным

Методика измерений расхода и объема попутного газа 315

на измерении объема газа при рабочих условиях температуры и давления газа. Приведения объема к стандартным условиям осуществляют по формулам: 4.2. Уравнения для расчета объема газа, приведенного к стандартным условиям Vс, имеют вид.

4.2.1. При непрерывном процессе измерений объема газа и непосредственных измерениях плотности газа при рабочих и стандартных условиях уравнение имеет вид: , (4.1) где tн и tк – начало и окончание интервала времени измерения, q – расход газа при рабочих условиях, ρ и ρс – плотность газа при рабочих и стандартных условиях, соответственно.

4.2.2 При непрерывном процессе измерений объема, давления и температуры газа и вычислении коэффициента сжимаемости газа по его компонентному составу уравнение имеет вид: , (4.2) где Vн и Vк – измеренное количество газа, соответственно на начало и окончание интервала времени измерений; где P и Pс – давление газа при рабочих и стандартных условиях, соответственно; Т и Тс – температура газа в Кельвинах при рабочих и стандартных условиях, соответственно.

4.2.3. При дискретном процессе измерений параметров газа, с учетом формул (4.1) и (4.2), уравнения имеют вид:

316

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков

, (4.3) , (4.4) – объем газа за интервал времени осреднения где параметров газа; n – количество интервалов осреднения.

4.3. Коэффициент сжимаемости попутного нефтяного газа К рассчитывается по ГСССД МР 113-03.

4.4. Вычислителем, работающим совместно с СИ, предназначенными для измерения плотности при рабочих и стандартных условиях, объем газа при стандартных условиях автоматически рассчитывается по формуле (11.3). Значения объема при рабочих условиях, а также плотности при стандартных и рабочих условиях, поступают в вычислитель в реальном масштабе времени.

4.5. Вычислителем, работающим совместно с СИ, предназначенными для измерения температуры, давления и полного состава газа (необходимого для расчета коэффициента сжимаемости), объем газа при стандартных условиях автоматически рассчитывается по формулам (4.2) или (4.4). Значения объема газа при рабочих условиях, давления, температуры и объемных или молярных долей компонентов газа поступают в вычислитель в реальном масштабе времени. Если в вычислитель значения давления, температуры и объема газа при рабочих условиях поступают в реальном масштабе времени, а величина плотности газа при стандартных условиях и состав газа являются условно-постоянными величинами, которые периодически корректируются на основе результатов анализа

Методика измерений расхода и объема попутного газа 317

состава газа, то объем газа при стандартных условиях рассчитывается по формулам (4.1) или (4.3).

9. Обработка результатов измерений Обработка результатов измерений производится автоматически с помощью вычислителя «Ирга-2», на вход которого поступают сигналы от всех применяемых СИ.

10. Контроль точности результатов измерений Для обеспечения заданной точности результатов измерений необходимо проводить постоянный контроль работоспособности и отсутствия повреждений применяемых СИ. Компонентный состав газа определяется на основании анализа состава проб газа. Согласно РД 30-083-91 рекомендуется осуществлять взятие проб и выполнять измерения состава газа не реже одного раза в 15 суток.

11. Оформление результатов измерений 11.1. СИ обеспечивает следующие виды отчетов: – текущий отчет (по запросу оператора); – суточный отчет; – месячный отчет.

11.2. Оформление и движение акта приема-сдачи продукта проводят в порядке, установленном соглашениями между Сдающей и Принимающей сторонами.

11.3. Все вмешательства оператора в работу СИ должны регистрироваться в оперативном журнале с составлением актов.

11.4. Отчеты хранят в базе данных СИ в течение года.

318

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков

Приложение Б (справочное). Анализ погрешностей измерений Б.1. Точность измерений в рабочих условиях характеризуется: – пределами относительной погрешности счетчика газа ТРСГ-ИРГА при измерении расхода и объема газа, в рабочих условиях, δV, % вихревым расходомером Ирга-РВ в диапазоне расходов от 5 до 100% – ± 1,0; – пределами приведенной погрешности счетчика газа ТРСГ-ИРГА при измерении абсолютного давления газа датчиком 415ДА-Ех-0,5%-0,4МПА, δPпр% – ± 0,5; – пределами абсолютной погрешности счетчика газа ТРСГ-ИРГА при измерении температуры термометром сопротивления типа ТСП-Н-Pt 100 (класс А), ∆t °С – ±(0,15+0,002|t|); – пределами относительной погрешности вычислителя Ирга-2 – ± 0,2%; – пределами относительной погрешности измерения времени, в том числе и времени наработки прибора, δτ, % – ± 0,01. Все погрешности даны при доверительной вероятности 0,95. Б.2. Пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям при доверительной вероятности 0,95 (при пренебрежении погрешностью корректора – вычислителя ввиду ее малости), определяются следующим образом: – при непрерывном процессе измерений объема газа и непосредственных измерениях плотности газа при рабочих и стандартных условиях, см. уравнение (4.1), вычисляются по формуле: (Б.1)

Методика измерений расхода и объема попутного газа 319

– при непрерывном процессе измерений объема, давления и температуры газа, см. уравнение (4.2), вычисляются по формуле: (Б.2) – при дискретном процессе измерений объема газа и непосредственных измерениях плотности газа при рабочих и стандартных условиях, см. уравнение (11.3), вычисляются по формуле:

(Б.3) – при дискретном процессе измерений объема, давления и температуры газа, см. уравнение (11.4), вычисляются по формуле:

(Б.4) Здесь: δρ, δρс и δК – пределы допускаемых относительных погрешностей измерений плотности газа при рабочих и стандартных условиях и коэффициента сжимаемости газа, соответственно (δК = 0,4 %). δP – пределы допускаемой относительной погрешности измерений давление газа при рабочих условиях; δТ – пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений температуры газа при рабочих условиях; индекс i при параметре означает его осредненное значение за i-ый интервал времени; n – количество интервалов осреднения.

320

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков

Вычислим значения погрешностей по формуле (Б.2) для двух крайних значений параметров газа.

1. Наихудший случай: – наименьший расход газа Qmin = 100 ст.м³/ч, величина δV = ±1,0% = ±0,01; – наименьшее избыточном давлении газа Ризб= 0,05 МПа, что соответствует абсолютному давлению Рабс= 0,15 МПа, при верхнем пределе датчика абсолютного давления 0,4 МПа δp = 0,005 * 0,4/0,15 = 0,0133; – наименьшая температура газа Т = –60°С = 213 К для термометра класса А абсолютная погрешность ∆Т = ±(0,15 + 0,002*60) = ±0,27 и относительная погрешность δT = ±0,27/213 = 0,00127; тогда δVс= ±1,1 * [(0,01)2 + (0,0133)2 + (0,00127)2 + + (0,004)2] 0,5 = ±1,1 * [0,0001 + 0,000177 + 0.0000016 + + 0,000016] 0,5 = 0,0189 = ±1,89% 2. Наилучший случай: – наибольший расход газа Qmax = 16000 ст. м³/ч, величина δV = ±1,0% = ±0,01; – наибольшее избыточном давлении газа Ризб = 0,2 МПа, что соответствует абсолютному давлению Рабс = 0,3 МПа, при верхнем пределе датчика абсолютного давления 0,4 МПа: δp = 0,005 * 0,4 / 0,3 = 0,0067; – наибольшая температура газа Т = + 60°С = 3333 К для термометра класса А абсолютная погрешность ∆Т = ±(0,15 + 0,002 * 60) = ±0,27 и относительная погрешность: δT = ±0,27 / 333 = 0,00081; тогда δVс= ±1,1 * [(0,01)2 + (0,0067)2 + (0,00081)2 + + (0,004)2] 0,5 = ±1,1 * [0,0001 + 0,0000449 + 0,00000066+ + 0,000016] 0,5 = 0,0140 = ±1,40%.

Методика измерений расхода и объема попутного газа 321

При отклонении температуры окружающего воздуха от нормальных условий на ±5°С появляется дополнительная погрешность измерений давления равная 0,45%/10°С. В этом случае погрешность измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, несколько увеличится. Для наихудшего случая (1) суммарная относительная погрешность измерений давления составит δp= (0,005 + 0,0045/2) * 0,4/0,15 = 0,0193, тогда δVс = ±1,1 * [(0,01)2 + (0,0193)2 + (0,00127)2 + + (0,004)2] 0,5 = ±1,1 * [0,0001 + 0,000372 + 0.0000016 + + 0,000016] 0,5 = ±0,0243 = ±2,43%. Таким образом, пределы допускаемой относительной погрешности измерений объема газа, приведенного к стандартным условиям, даже для наиболее неблагоприятного случая не превышает ±2,5%, что соответствует Проекту УУГ.

Сведения об авторах: Гуткин М. Б., рук. отдела ФГУП «ВНИИМ им. Д. И. Менделеева», 198005, Санкт-Петербург, Московский пр., 19, тел. (812) 323-96-67, (812) 422-12-73, факс (812) 713-01-14; е-mail: 1952mb@rambler.ru; Мишустин В. И., зам. рук. отдела, к. т. н. тел. (812) 323-96-67, е-mail: V.I.Mishustin@vniim.ru; Чистяков Ю. А., ст. научн. сотр., к. т. н., тел. (812) 251-57-72, е-mail: Yu.A.Chistyakov@vniim.ru

323

ЗАО «НПК ВИП»

Энергоэффективность в средствах измерения Проектные и энергосервисные организации в сфере учёта энергоресурсов тепла, газа, воды сталкиваются с проблемами подключения к сетевым источникам электрической энергии, ввиду дополнительных сложностей, вызванных транзакционными издержками при согласовании подключения приборов учета. Решением проблем может служить организация системы с автономным электропитанием, но для её реализации необходимы средства измерения с малым энергопотреблением. Сложность заключается в том, что большинство средств измерений рассчитаны на неограниченное питание от электрической сети и устройства подобного порядка окажутся достаточно «прожорливыми», если их использовать в системах с ограниченным запасом электроэнергии. Накопленный опыт позволил нашему предприятию создать датчики давления с низким энергопотреблением, предназначенные для применения в системах с автономным электропитанием. Особенностью такого рода датчиков является то, что они выдают информацию о давлении измеряемой среды только по внешнему запросу, при этом остальное время датчик находится в «спящем» режиме, не потребляя электроэнергии. Такой датчик выпускается в двух вариантах: с выходным сигналом постоянного напряжения (0,4÷2 В), с интерфейсом обмена данными – 1Wire. Главной задачей при разработке датчиков давления для автономных систем являлось не только сокращение

324

ЗАО «НПК ВИП»

потребляемого тока, но сокращение времени нахождения датчика во включенном состоянии. Это выражается в максимально быстром включении, проведении измерения и выдаче данных в линию. В разработанных датчиках время измерения давления и выдачи информации внешнему устройству не превышает 70 мс с момента подачи питания. После цикла измерения датчик отключается от электропитания. Таким образом, он будет находиться в состоянии покоя, ожидая следующего включения. Основные показатели, характерные для любых датчиков давления с низким энергопотреблением – это время перехода датчика в рабочий режим с момента подачи питания, напряжение питания и потребляемый ток. Для датчиков давления серии СДВ эти характеристики имеют следующие уникальные показатели: напряжение питания 3 В; потребляемый ток не более 2 мА и время выдачи сигнала не более 70 мс. Также к вышеперечисленным характеристикам можно добавить: 1) верхний предел измерения от 0,01 до 100,0 МПа; 2) возможность многопредельного исполнения; 3) межповерочный интервал 4 года; 4) основная погрешность 0,5%, 0,25 %; 5) температурный диапазон -50 +80 °С. Кроме того, датчики давления обладают следующими техническими свойствами: изделия с выходным сигналом постоянного напряжения имеют нижнюю границу выходного сигнала 0,4 В, в отличии от распространённого 0 В. Это даёт возможность использования трёхпроводной схемы подключения, а также возможность контроля присутствия датчика в системе, т. к. в любом случае, если датчик работает, то он должен выдать сигнал не менее 0,4 В.

Энергоэффективность в средствах измерения

325

В датчиках давления СДВ с интерфейсом обмена 1Wire тоже есть уникальная черта: после подачи питания он не переключается в режим ожидания команд, а сначала выдаёт данные об измеренном давлении и только потом переключается в режим ожидания. Подводя итоги, нужно сказать, что возможности датчиков СДВ с малым энергопотреблением – это одно из решений для систем с автономным питанием, но, в то же время, такие датчики можно применять в любой отрасли промышленности, где особое внимание уделяется энергоёмкости выпускаемой продукции.

Рис. График выдачи сигнала в линию, с момента подачи питания на датчик давления СДВ с интерфейсом 1Wire.

Контактная информация: ЗАО «НПК ВИП», (343) 380-51-56, (343) 380-51-57, (343) 234-37-20, 620075, г. Екатеринбург, ул. МаминаСибиряка, 145, а/я 5, info@zaovip.ru

326

С. Г. Устьянцев главный метролог ГУП «ТЭК СПб»

О выборе пределов измерения манометра в узлах учёта газа

В настоящее время производятся манометры с возможностью перестройки нижних и верхних пределов измерений без изменения приведённой погрешности к выбранному диапазону. Однако проектанты продолжают использовать манометры с нижним пределом равным нулю. Покажем наглядно, по графикам закона Бойля-Мариотта, как влияет погрешность манометра на учёт объёма газа с турбинными, ротационными и вихревыми счётчиками.

Рис. 1

327

О выборе пределов измерения манометра

Р1 – давление газа по образцовому манометру; Кс – коэффициент сжимаемости газа; ΔР – абсолютная основная погрешность рабочего манометра; V0 – объём газа, приведённый к стандартному давлению; V1 – объём газа, зафиксированный при давлении (Р1+ ΔР); ΔV – погрешность вычисления объёма газа из-за погрешности рабочего манометра Предположим, что рабочий манометр завышает Р1 на максимальную величину погрешности ΔР и вычисление объёма газа V0 происходит по верхней кривой. По свойству гиперболы, все площади прямоугольников, построенных по координатам текущей точки, являются равновеликими. Площади, выделенные цветом, будут также равновеликими, т. е.: (1) (2) Делим уравнение (1) на (2): (3)

(4) т. е. относительная погрешность учёта объёма газа по причине погрешности измерения давления равна относительной погрешности манометра.

328

С. Г. Устьянцев

Формула (4) без учёта температурной погрешности манометра, которой практически нет у современных манометров. Из формулы (4) следуют важные практические выводы:

1. Для узлов учёта газа низкого давления (см. Рис. 2) Ризбыт газа = 0÷4 Кпа = 0÷30 мм рт.ст. или: Рабс. газа = 735÷(780 + 30) = 735÷809 мм рт. ст. Обычно применяют манометры абсолютного давления МИДА-ДА на пределы 0-0,16 МПа с приведённой погрешностью 0,5%, т. к. по каталогу заводаизготовителя меньшего предела нет.

Если же применить манометр с той же погрешностью, но с пределами 1-1,6 кГ/см2:

т.е. уменьшилась почти в 10 раз! Проверку и подстройку нижнего предела манометра при эксплуатации легко производить соединив его с атмосферой и сличая с показаниями барометра или данными метеоцентра.

329

Рис.2

О выборе пределов измерения манометра

330

С. Г. Устьянцев

2. На узлах высокого давления Рабс = 0,7 – 1,1 МПа (Рсреднее=0,8 МПа) Обычно выбирают манометр 0-1,6 МПа с погрешностью 0,5%.

Если же применить манометр с той же погрешностью, но с настройкой пределов на 0,7-1,1 МПа

т. е. уменьшилась в 4 раза, причём перестройка пределов в цифровых манометрах последних поколений производится без поверки.

3. Практически зона метрологического допуска может быть вдвое больше ∆Р при наличии на одной трубе двух узлов учёта, один из которых принадлежит Продавцу, а другой Покупателю, т.к. каждый владелец склонен настроить знак допуска ∆Р в свою пользу. Перестройка пределов манометра, при той же стоимости манометра, позволит значительно уменьшить погрешность учёта газа, а значит и количество разногласий между Продавцом и Покупателем. Сведения об авторе: Устьянцев Сергей Гаврилович, ГУП «ТЭК СПб», тел.: (812) 570-4125

332

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов ООО «Аналитик-ТС»

M2M коммуникации без проводов.

GSM и Zigbee решения AnCom Информация о фирме Компания ООО «Аналитик-ТС» создана в 1992 году и выпускает продукцию под маркой AnCom. Основным направлением деятельности компании является разработка и производство телекоммуникационного оборудования в секторах средств измерения (СИ) и средств передачи данных (телефонные и беспроводные модемы).

Рис. 1. Многофункциональная серия AnCom RM/D

M2M коммуникации без проводов

333

Традиционно компания выпускает беспроводные решения на базе GSM-модемов общего применения – многофункциональная серия AnCom RM/D (Рис. 1) и программного обеспечения – коммуникационный сервер AnCom Server RM. Начиная с 2011 г. наряду с новыми модемами общего применения (серия AnCom RM/S (Рис. 2) отличается уменьшенными габаритами и меньшей стоимостью) компания приступила к производству специализированных GSM-решений: – AnCom RM/K – автономный контроллер с GSMмодемом для систем измерения расхода жидкостей и газов; – AnCom RM/L – контроллер с GSM-модемом для систем управления наружным освещением;

Рис. 2. Модем общего применения AnCom RM/S

334

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов

– двухуровневая система передачи данных для подомового и поквартирного учета энергоресурсов на базе ZigBee модемов AnCom RZ/B, GSM шлюза AnCom RM/D и коммуникационного сервера AnCom Server RM. Рассмотрим эти решения подробнее.

Решения для систем измерения расхода жидкостей и газов Автономный контроллер с GSM-модемом AnCom RM/K совместно с коммуникационным ПО AnCom Server RM представляют собой законченное решение для систем измерения расхода воды, газа, топлива, пара, сыпучих материалов и др. Контроллер AnCom RM/K позволяет решить задачу сбора данных с интеллектуальных или простейших расходомеров с импульсными выходами и корректоров в условиях отсутствия электроэнергии в местах инсталляции модемов. Решение ориентировано в первую очередь на использование в пунктах учета газа, на водоканалах, канализационных насосных станциях, водостоках и т. п. Контроллер AnCom RM/K в режиме микропотребления контролирует нештатные ситуации, считает импульсы от расходомеров. По расписанию (настраивается пользователем), при возникновении нештатных событий (напряжение на батарее ниже нормы, температура выше/ниже нормы, сработал сигнализационный датчик и т. д.) или по инициативе прибора учета, контроллер выходит из режима пониженного энергопотребления, устанавливает GPRS/ EDGE соединение с диспетчерским центром, и передаёт данные или информацию о тревожных событиях. Контроллер может посылать SMS сообщения о состоянии

M2M коммуникации без проводов

335

счетчиков импульсов и наступлении тревожных событий на запрограммированные номера. Контроллер AnCom RM/K оснащен интерфейсом RS-485 и двумя каналами подсчета импульсов с расходомеров. Входы телесигнализации позволяют подключать устройства пожарно-охранной сигнализации, а выходы телеуправления различные исполнительные устройства (рис. 3). Контроллер AnCom RM /K поддерживает следующие основные режимы работы: – Internet Client – элемент глобальных систем мониторинга и управления удаленными объектами с центрального узла: – – контроллер в режиме «client» (любые типы IPадресов), центральный узел диспетчерского пункта должен иметь статический публичный IP-адрес; – – установление GPRS/EDGE/CSD соединения с диспетчерским центром по расписанию или при возникновении нештатных событий;

Рис. 3. Основные характеристики контроллера AnCom RM/K

336

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов

– – прозрачный GPRS/EDGE канал передачи между интерфейсами RS-485 модемов и серверным ПО пользователя на центральном узле; – – дополнительный CSD-канал для удаленной настройки модемов и резервирования канала передачи данных; – SMS – передача данных посредством SMS-сообщений: – – передача информации о накопленных импульсах, состоянии заряда батареи, уровне температуры, состоянии сигнализационных входов посредством SMS сообщений; – – передача данных по расписанию или при возникновении нештатных событий; – – сообщения отсылаются на сервер диспетчерского пункта, либо на запрограммированные телефонные номера. Коммуникационное ПО AnCom Server RM обеспечивает совместимость с функциональным ПО верхнего уровня, работающим по TCP портам. Реализуется надежный и безопасный канал связи между интерфейсами приборов учета (RS-485, входы телесигнализации и выходы телеуправления) и программным обеспечением, реализованным в виде TCP-клиентов на диспетчерских пунктах сбора и обработки данных. Коммуникационное ПО AnCom Server RM также имеет возможность принимать SMS сообщения с контроллеров AnCom RM/K о состоянии счетчиков импульсов, наступлении тревожных событий и технологической информации, и перенаправлять SMS отчет в структурированном виде в систему управления базами данных MySQL или в CSV-файл. Контроллеры AnCom RM/K поставляются с комплектом ПО для настройки, тестирования, удаленного конфигурирования, обеспечения технологичности раз-

M2M коммуникации без проводов

337

Рис. 4. Типовая схема применения AnCom RM/K. Установление соединения по расписанию или по запросу от корректора (расходомера)

338

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов

вертывания и масштабируемости систем автоматизации и диспетчеризации. Рассмотрим типовые применения контроллера. При работе с интеллектуальными автономными расходомерами (корректорами), AnCom RM/K (режим Internet Client) обеспечивает установление GPRS-канала передачи по расписанию или запросу расходомера (рис. 4). При работе с простыми расходомерами, имеющими импульсный выход, контроллер AnCom RM/K имеет возможность функционировать в режиме работы SMS: отчеты о состоянии счетчиков импульсов, наступлении тревожных событий и технологической информации отсылаются на запрограммированные телефонные номера, либо на сервер диспетчерского пункта, где перенаправляются в СУБД MySQL или в CSV-файл (рис. 5).

Решение для систем автоматического управления наружным освещением (АСУНО) В рамках программы энергосбережения активно развивается направление автоматизации управления наружным освещением. Внедрение АСУНО позволяет снизить энергопотребление и затраты на ликвидацию аварий, организовать дистанционный учет электроэнергии и диагностику оборудования, повысить безопасность эксплуатации за счет наличия охранно-пожарной сигнализации. Управление АСУНО осуществляется из центрального диспетчерского пункта, а при сбоях в системе связи система переходит в автономный режим работы по расписанию. Компания «Аналитик-ТС», внедряя энергосберегающие технологии, разработала контроллер управления АСУНО с встроенным GSM-модемом. Рассматриваемое решение отличается комплексным подходом, высокой надежностью и функциональностью при сохранении

Напряжение на батарее

Температура

Сигнализац. входы

Состояние счетчиков

Диспетчерский пункт

Расходомеры с импульсными выходами отправка SMS по расписанию

SMS оповещение: данные, тревога

Программный коммуникационный сервер AnCom Server RM

S SM

СУБД MySQL

Охранная и пожарная сигнализация отправка SMS по событиям на входах

M2M коммуникации без проводов 339

Рис. 5. Типовая схема применения AnCom RM/K. Отправка SMS сообщений о состоянии счетчиков импульсов, параметрах модема и наступлении тревожных событий на запрограммированные номера

340

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов

Рис. 6. Структурная схема АСУНО

M2M коммуникации без проводов

341

относительно невысокой стоимости. Задачи, решаемые АСУНО, построенной на базе контроллера AnCom RM/L: – управление освещением в автоматическом автономном режиме: – – встроенное расписание на 365/366 дней; – – замена расписания по каналу связи или при подключении ПК; – централизованное оперативное (индивидуальное и групповое) телеуправление в ручном режиме по командам оператора с диспетчерского центра: – – резервированный канал передачи через GSM-сеть (сервисы EDGE/GPRS/CSD), с непрерывным мониторингом за состоянием каналов связи и исправностью контроллера; – ручное местное управление режимами освещения обслуживающим персоналом; – подключение по интерфейсу RS-485 счетчика (счетчиков) электрической энергии для оперативного считывания показаний диспетчерским центром; – поддержка трёх каналов управления освещением (лучи A, B, C) и выбора рабочего фидера (основной или резервный);

342

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов

– контроль состояния пускателей и предохранителей; – охранно-пожарная сигнализация: – – источник питания датчиков, 4 контрольных шлейфа; – – контроль температуры и напряжения на выходе UPS; – – автоматическое формирование сообщений по SMS и GPRS каналам. Структурная схема АСУНО на базе AnCom RM/L представлена на рис. 6. Основные достоинства контроллера с GSMмодемом – AnCom RM/L: – для построения системы АСУНО необходимо минимальное количество дополнительных компонентов: UPS, электросчетчик, пускатели, предохранители и датчики охранно-пожарной сигнализации; – обеспечивается гальваническая развязка цепей GSMантенны, интерфейса RS-485, всех управляющих выходов, всех контролируемых входов и цепей узла охраннопожарной сигнализации; – обеспечивается визуальная индикация состояния управляющих выходов и контролируемых напряжений; – возможность автоматического перехода с основного фидера на резервный; – встроенный контроль температуры и уровня выходного напряжения UPS; – комплексное решение на базе контроллера, коммуникационного ПО Server RM (стыковка по выделенным для каждой точки управления TCP/IP портам) и комплекта технологического ПО. Значительное снижение затрат, связанных с неэффективным энергопотреблением, ликвидацией аварий, ресурсозатратной эксплуатацией и сбоями в системе наружного освещения, предопределяет высокий ожидае-

M2M коммуникации без проводов

343

мый экономический эффект при внедрении АСУНО на базе GSM контроллеров AnCom RM/L.

Двухуровневая система передачи данных для подомового и поквартирного учета энергоресурсов ZigBee – недорогой, маломощный стандарт для беспроводных сетей с ячеистой топологией в нелицензируемом частотном диапазоне. Области применения технологии – построение беспроводных сетей датчиков, автоматизация жилых и строящихся помещений, создание индивидуального диагностического медицинского оборудования, системы промышленного мониторинга и управления. Основная особенность технологии ZigBee заключается в том, что она при относительно невысоком энергопотреблении поддерживает не только простые топологии беспроводной связи («точка-точка» и «звезда»), но и сложные беспроводные сети с ячеистой топологией с ретрансляцией и маршрутизацией сообщений. Рассмотрим принцип работы канала связи для систем подомового и поквартирного учета энергоресурсов на базе ZigBee модемов AnCom RZ/B и ZigBee/GSM шлюза AnCom RM/D под управлением коммуникационного TCP сервера AnCom Server RM. К приборам учета подключаются ZigBee модемы AnCom RZ/B (рис. 7): – поддержка mesh-сети в режиме «маршрутизатор»; – интерфейс RS-485; – 2 входа телесигнализации (ТС). Каждый ZigBee модем AnCom RZ/B может связываться с любым другим как напрямую, так и через промежуточные узлы mesh-сети. Сообщения поступают от

344

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов

узла к узлу, пока не достигнут конечного получателя. Возможны различные пути прохождения сообщений, что повышает доступность сети в случае выхода из строя того или иного звена.

ZigBee/GSM шлюз AnCom RM/D (рис.8) осуществляет сопряжения сетей ZigBee и GSM: – относительно ZigBee mesh-сети шлюз является координатором: – – выполняет функции по формированию mesh сети; – – является доверительным центром (trust-центром) – устанавливает политику безопасности; – – задает настройки во время подключения устройства к mesh-сети;

Рис. 7. ZigBee модем AnCom RZ/B

M2M коммуникации без проводов

345

– относительно GSM сети шлюз является GSM/GPRS модемом: – – интерфейс RS-485; – – 2 входа телесигнализации (ТС) и 2 выхода телеуправления (ТУ) типа открытый коллектор; – – 2 SIM-карты с динамическими локальными IP (встроенная программная поддержка автоматического переключения между SIM-картами); – – модемы в режиме «клиент» (или «сервер»); – – канал связи GPRS, CSD (для удаленной настройки и резервирования). Прозрачный GPRS/EDGE или CSD канал автоматически активируется после включения питания ZigBee/ GSM шлюза AnCom RM/D. ZigBee/GSM шлюз AnCom RM/D (динамический локальный IP) устанавливает соединение с диспетчерским пунктом, подключенным к сети Internet. Диспет-

Рис. 8. ZigBee/GSM шлюз AnCom RM/D

346

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов

черский пункт имеет статический публичный IP и установленное ПО AnCom Server RM. Сотовым оператором организуется VPN туннель между ZigBee/GSM шлюзами AnCom и диспетчерским пунктом. При использовании модемов AnCom совместно с ПО AnCom Server RM, обеспечивается законченное решение: GPRS/EDGE канал передачи данных AnCom посредством виртуальных каналов между модемами AnCom и функциональным программным обеспечением, реализованным в виде TCP клиента (рис. 9). Серверная служба AnCom Server RM принимает/отправляет запросы и устанавливает TCP-соединения: – со стандартными интерфейсами RS-485 и входами/ выходами ТС и ТУ: – – ZigBee модемов AnCom RZ/B (через ZigBee/GSM шлюз); – – ZigBee/GSM шлюзов AnCom RM/D; – с функциональным программным обеспечением на диспетчерском центре, реализованном виде TCPклиентов (3 TCP-порта для каждого ZigBee модема или ZigBee/GSM шлюза AnCom): – – порт данных для приема и передачи данных с RS485 порта модема, – – порт входов/выходов ТС и ТУ, – – порт технологического ПО (удаленная настройка, анализ радиообстановки). Реализуется надежный и безопасный канал связи между интерфейсами приборов учета RS-485, ТС и ТУ и программным обеспечением, реализованным в виде TCP-клиента на диспетчерских пунктах сбора и обработки данных. Таким образом, интерфейсы RS-485, ТС и ТУ видны на функциональном ПО как TCP/IP порты.

Рис. 9. Законченное решение: канал связи для систем подомового учета энергоресурсов на базе ZigBee модемов AnCom RZ/B и GSM/GPRS модемов AnCom RM/D под управлением коммуникационного TCP сервера AnCom Server RM

348

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов

Заключение Беспроводный GPRS-модем AnCom RM, используемый в рассмотренных выше системах, является важным элементом любой современной распределенной системы учета энергоносителей. Обеспечивая в системе надежную связь, GPRS-модемы позволяют объединить сотни и тысячи удаленных приборов учета в единую информационную сеть. Использование GPRS и ZigBee модемов AnCom в автоматизированных системах учета позволяет в реальном масштабе времени получать достоверную информацию о потреблении энергоносителей, устранить влияние человеческого фактора, предотвратить аварийные ситуации, следить за техническим состоянием приборов и помещений, и как следствие – в целом повысить экономический эффект от применения приборов учета.

Сведения об авторах: Дианов Игорь, технический директор ООО «Аналитик-ТС»; Пронин Дмитрий, коммерческий директор ООО «Аналитик-ТС»; Яманов Антон, менеджер по продукции ООО «Аналитик-ТС». Россия, 125424, Москва, Волоколамское шоссе, 73. Тел (495) 775-6011.

E-mail: igor@analytic.ru, pronin@analytic.ru, www.analytic.ru.

349

Е. Ю. Басова генеральный директор ООО «Единый Энергетический Центр»

Современные энергосервисы

С выходом в свет в ноябре 2009 года федерального закона №261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации» появилось определение такого понятия как энергосервис – действия (или действие), направленные на энергосбережение и повышение энергетической эффективности использования энергетических ресурсов. Весьма обобщенное определение, на первый взгляд. В законе, правда, речь идет не о самих энергосервисах, а об энергосервисных договорах (контрактах), которые сводятся к договорам на исполнение неких «энергосберегающих программ». Потому как, энергосервисный договор (контракт) должен содержать: a) условие о величине экономии энергетических ресурсов, которая должна быть обеспечена исполнителем в результате исполнения энергосервисного договора (контракта); b) условие о сроке достижения установленной энергосервисным договором (контрактом) величины экономии энергетических ресурсов. Понятно, что для заключения подобного договора (а это, полагают многие, значит исполнение закона!) нужен

350

Е. Ю. Басова

план – какая-нибудь «энергосберегающая программа». Вполне логично, что «энергосберегающей программе» должно предшествовать энергетическое обследование, по результатам которого и выявляются те самые мероприятия и показатели, входящие впоследствии в эту самую программу. Ясно, что это требует весьма серьезных вложений средств и достаточно длительного времени. Более этого, это действительно нужные и обязательные мероприятия. Только пока мы ищем средства и ждем, что делать сегодня, сейчас? Главный инструмент, которым сегодня, к сожалению, не владеет большинство потребителей энергетических ресурсов – это полная информация об энергопотреблении. Подчеркну, что периодический просмотр (хотя, и это уже неплохо) величин, характеризующих месячное потребление энергетических ресурсов, не является владением полной информацией и тем более контролем. А важнее полной информации может быть только достоверная полная информация. Поэтому речь пойдет о современных энергосервисах, посредством которых действительно заинтересованные компании различного рода деятельности уже сегодня получают полную, актуальную и достоверную информацию о ресурсопотреблении. Компаний, предоставляющих информационные услуги, мало. В СевероЗападном регионе – одна. О самых интересных энергосервисах этой компании по порядку. Касательно точек учета существует два основных сервиса, точнее два основных варианта сервиса: Энергетический Датацентр – арендуемый и локальный. Использование любого вида Энергетического Датацентра сегодня существенно упрощает все процедуры, связанные с учетом и контролем энергетических ресурсов. Арендуемый Энергетический Датацентр представляет

Современные энергосервисы

351

собой единую аутсорсинговую систему по сбору, хранению и обработке информации о потреблении энергетических ресурсов, т.е. построен на базе нескольких энергосервисов и их взаимодействии. Идея не нова, но она осовременена и, главное, работает. Схема работы системы как арендуемого, так и локального Энергетического Датацентра функционирует следующим образом (рисунок 1). Сбор информации осуществляется с точек учета энергетических ресурсов (тепловая энергия, холодная вода, газ и т. д.). Под точкой учета я понимаю счетчик, входящий в состав некоторого коммерческого (или иного назначения) узла учета энергетического ресурса. Данные с точек учета поступают на Сервер Энергетического Датацентра по некоторому каналу связи и в обязательном порядке копируются в специальный архив. Обработка данных происходит автоматически по

Рисунок 1

352

Е. Ю. Басова

алгоритмам, выбранным Клиентом. Основные отличия данной системы от похожих на первый взгляд систем вчерашнего дня заключаются (но не ограничиваются) в следующем: 1. Энергетический Датацентр работает с большинством приборов учета, используемых в системах учета и контроля потребления энергетических ресурсов. Список поддерживаемых приборов включает многие снятые с производства приборы учета и все современные устройства, представленные сегодня на рынке. Кроме того, этот список своевременно расширяется с появлением на рынке новинок.

2. Способ передачи данных, используемых Энергетическим Датацентром, определяется предпочтениями Клиента и технической целесообразностью. Можно использовать проводные соединения: Ethernet, RS-232, RS-485, LAN. Если мы говорим о беспроводных технологиях, то речь идет о стандартах: GSM, CSD, GPRS, Wi-Fi, WiMAX. Более того, ранее полученные данные какими-то другими средствами или хранящиеся в архивах программ опроса могут без проблем импортироваться в общий архив.

3. Количество точек учета одного Клиента достаточно велико. По сути, количество этих точек не имеет значения, поскольку определяет оптимальные способы передачи данных и параметры серверного оборудования.

4. На сегодняшний день одной из важнейших составляющих любой информационной системы является анализ данных. Энергетический Датацентр – весьма гибкий сервис, в том числе и в части аналитики. Важно, что алгоритмы автоматической обработки и анализа данных построены на математическом аппарате: это с одной стороны упрощает работу экспертной системы и делает ее понятной, а с другой стороны дает широ-

Современные энергосервисы

353

чайшие возможности анализа, ограниченные лишь математической фантазией. Поэтому формирование алгоритмов обработки и анализ данных производятся индивидуально для каждого Клиента и могут легко корректироваться. При этом Энергетический Датацентр полностью не исключает работу человека с данными. Напротив, он делает ее более удобной, точной и оперативной. Не стоит, однако, заблуждаться в излишней простоте работы персонала Клиента с системой арендуемого Энергетического Датацентра – персоналу, работающему с системой, придется тщательно прочесть инструкцию по эксплуатации и следовать ей.

5. Большинство точек учета энергетических ресурсов носят коммерческий характер, поэтому существует необходимость не только в получении информации об энергопотреблении и ее анализе, но и в формировании некоторых ведомостей. Вид ведомостей, оформление и назначение, определяются документооборотом той организации, которая является или клиентом или структурой, для которой эти самые ведомости предназначены. В случаях, когда в документообороте какой-либо структуры появляются новые формы или меняются старые, обновление шаблонов Энергетического Датацентра происходит в наикратчайшие сроки. Генерация заданного количества ведомостей в нужных форматах (txt, doc, xls, mdb) сегодня наисильнейшая.

6. Особое внимание уделяется безопасности. Несмотря на то, что сегодня вопросы безопасности в системе ЖКХ практически никому не интересны, я не стала ждать прецедентов и первой начала развиваться в данном направлении. Энергетический Датацентр обеспечивает конфиденциальность, целостность и доступность информации, с которой работает, посредством дублирования каналов связи, использования специального коммуникационного оборудования, криптографии и т. д.

354

Е. Ю. Басова

Одним из самых серьезных критериев по использованию любой технологии – финансовая сторона вопроса. В связи с тем, что создание подобной серьезной инфраструктуры требует значительных ресурсов, использование сервиса Энергетический Датацентр обеспечивает доступность современной системы учета и контроля энергетических ресурсов для средних и малых компаний, и тем более для крупных. Каждый клиент индивидуально определяет функции, выполняемые Энергетическим Датацентром. Актуальность сервиса подчеркивается его невысокой стоимостью и выгодным перераспределением ресурсов клиента. Основные затратные части вчера приходились на зарплаты большого количества (например, из-за разрозненности точек учета) съемщиков показаний, на так называемое обслуживание узлов учета энергетических ресурсов, и, что весьма грустно, на незамеченные аварии, поломки приборов учета и т. п. Преимущества Энергетического Датацентра очевидны: сокращение временных затрат на всех этапах работы с данными, своевременность и оперативность реакции персонала на нештатные ситуации и главное полноценный контроль за потреблением энергетических ресурсов – все это позволяет не только значительно снизить стоимость работ в этой цепочке и повысить их качество, но и дает возможность оценить реальное энергопотребление и, наконец, выбрать оптимальные пути для решения вопросов экономии энергетических ресурсов и повышения эффективности их использования. Энергетический Датацентр имеет квалифицированную техническую поддержку, которая по умолчанию включена в абонентскую плату при аренде Клиентом Энергетического Датацентра. Однако некоторым клиентам кажется, что им необходим свой локальный Энергетический Датацентр с локальным расположе-

Современные энергосервисы

355

нием всего необходимого оборудования. В этом случае всегда возникают сложности в связи с отсутствием квалифицированного персонала, способного обеспечивать техническую поддержку. Как показывает опыт, техническое обслуживание моей компанией локального Энергетического Датацентра существенно снижает затратную часть на поддержание системы в рабочем состоянии и уменьшает головную боль Клиента. Важно, что у Клиента всегда есть возможность сначала испытать арендованный Энергетический Датацентр и в дальнейшем при желании безболезненно перейти на локальный Энергетический Датацентр. Государство постоянно оглядывается на Европу, желая добиться не меньших результатов в снижении потребления энергетических ресурсов. Более того, сегодня словосочетания, такие как энергосбережение и энергетическая эффективность, постоянно звучат в СМИ (и не только) – чаще любых других. И можно сколь угодно долго критиковать его в несовершенстве законодательной базы и т. д. для достижения европейских показателей. Одно остается фактом: планета, и Российская Федерация в частности, имеет не бесконечный запас ресурсов. Так что придется и экономить и повышать эффективность. Просто нужно стараться делать это с умом. И начинать надо от частного к комплексному. Одной из главных задач Энергетического Датацентра является повышение эффективности максимального количества процессов для сосредоточения внимания на действительно важных вопросах. И на сегодняшний момент в условиях дефицита кадров и денежных средств Энергетический Датацентр – это единственная возможность овладеть полной информацией, чтобы владеть ситуацией.

356

Е. Ю. Басова

Сведения об авторе: Басова Екатерина Юрьевна, генеральный директор ООО «Единый Энергетический Центр». Тел. +7 (812) 332-4116, факс. +7 (812) 332-4116, моб. +7 (905) 223-9303.

190020, Санкт-Петербург, наб. Обводного канала, 150, офис 610.

358

А. Ю. Логинов ООО «Астра Инжиниринг»

Эволюция систем контроля учета энергоресурсов На текущий момент обслуживание узлов учета энергоресурсов вышло на качественно новый уровень. Практически контроль и биллинговые функции переходят к энергосбытовым компаниям. Крупные энергосбытовые компании занимаются этим самостоятельно. Средние и небольшие энеогосбытовые компании, либо так же делают все самостоятельно, либо передают эти работы на аутсорсинг. При этом непосредственное техническое обслуживание узлов учета сводиться к ремонтным и поверочным работам. Соответственно подобная модель не только гораздо эффективнее традиционно использовавшейся, как технически, так и экономически, что будет рассмотрено ниже. Современная модель контроля, биллинга, и обслуживания узлов учета энергоресурсов была бы невозможна без инструментов нового поколения. «АПК АСТРА» являясь системой пятого поколения, совмещая в себе возможности: – системы сбора данных; – системы мониторинга объектов; – оперативно диспетчерскую систему; – биллинговой системы; – экспертной системы; – SCADA; – ГИС и обеспечивая: – поддержку широкого спектра оборудования;

Эволюция систем контроля учета энергоресурсов

359

– высокую надежность и безопасность; – полную автоматизацию; – производительность, – поддержку кластеризации и распределенных вычислений; – совместимость с различными системами, единственная имеет оптимизацию для нужд аутсорсинговых компаний и энергетических датацентров. Также на базе «АПК АСТРА» выпущены другие кастомизированные решения, оптимизированные под другие задачи: – «АПК АСТРА» в версии для крупных энергосбытовых компаний; – «АПК АСТРА» в версии для средних и небольших энергосбытовых компаний; – «АПК АСТРА» для локального коммерческого и технологического учета и контроля; – «АПК АСТРА» для сервисных компаний обслуживающих узлы учета тепловой энергии; – «АПК АСТРА» для муниципальных органов. Данные модификации позволяют выполнять практически весь спектр задач, связанных как с обслуживанием или контролем узлов учета энергоресурсов, так и обеспечивать так и с организацией систем оперативно диспетчерского контроля. Возвращаясь к наиболее актуальной теме – моделям контроля и обслуживания узлов учета энергоресурсов или построения систем ОДК давайте поподробнее рассмотрим как привычную многим организацию контроля, так и более современную. Обычная система контроля, не охватывает всех, кому требуется доступ к информации об энергопотре-

360

А. Ю. Логинов

блении, и оперативная информация о состоянии здания. Себестоимость и, как следствие, цена обслуживания сильно завышены. Высокие совокупные издержки контроля для всех сторон. Система принятия решений неэффективна, часты простои оборудования из-за несвоевременного ремонта, и, как следствие, возрастают убытки.

Единый Энергетический Датацентр:

– снижение цены обслуживание узлов учета => снижение социальной напряженности, высвобождение финансов на другие нужды!

– своевременное выявление отклонений в качестве теплоснабжения => снижение социальной напряженности, улучшение качества жизни!

Эволюция систем контроля учета энергоресурсов

361

– снижение нагрузки на персонал энергосбыта => улучшение качества контроля, снижение затрат!

– выполнение Закона о теплоснабжении в части организации контроля!

– выполнение Закона об энергоэффективности, в части организации контроля! Не требует дополнительных государственных инвестиций!

Собственно вопрос перехода к более современной идеологии идет уже достаточно плотно, и на сегодняшний день решено самое сложное препятствие – финансирование. На сегодняшний день даже полная замена коммуникационного оборудования осуществляется достаточно легко. И это позволяет создавать действительно эффективные экономически и технически системы. Сведения об авторе: Логинов Андрей Юрьевич, ООО «Астра Инжиниринг», www.astraeng.ru, and-log@astraeng.ru, +7 (812) 394-9875, +7 (812) 394-9874

362

И. Г. Новиков начальник отдела разработки ПО ЗАО «НПФ Теплоком», г.Санкт-Петербург

Диспетчеризация – дань моде или необходимость?

Основное назначение системы диспетчеризации – экономия времени обслуживающего персонала, централизация управления и контроля, повышение экономичности и безопасности эксплуатации. Диспетчеризация узлов учета – это доукомплектование узлов учета средствами вывода информации на различные носители, модемной связью, в том числе с использованием GSM модемов, GPRS, Ethernet, Internet модулей. Диспетчеризация представляет собой систему сбора информации о значениях параметров процессов энергоснабжения для дальнейшего использование при учете и регулировании. Учет позволяет организовать оплату энергоносителей по фактическим, а не расчетным затратам, а также оценить эффективность различных мероприятий в общем комплексе решения задач энергосбережения. При этом преимущественное значение имеет контроль расходов топлива, теплоносителя и тепла. Система диспетчеризации позволяет осуществлять: – тотальный учет расхода энергетических и материальных ресурсов;

Диспетчеризация – дань моде или необходимость?

363

– организацию оперативного контроля над режимом тепловодоснабжения; – организацию оперативного контроля над работой оборудования и состоянием помещений; – автоматический анализ режима и выдача оперативных рекомендаций административному и обслуживающему персоналу по повышению эффективности тепловодоснабжения. Области использования системы диспетчеризации следующие: – в первую очередь, это сфера теплоэнергетики в городах и районах с теплоэнергетическими комплексами разного порядка, т. е. область энергетики, где использование системы возможно практически без корректировки; – в других сферах энергетики, как-то: в электроэнергетике, в системах газоснабжения, водоснабжения и канализации; – в любой сфере жизнедеятельности, в которой контроль параметров и анализ функционирования связан с широкой сетью объектов и необходимостью постоянного и оперативного воздействия на происходящие процессы. Диспетчеризация позволяет получить экономию ресурсов сразу по нескольким направлениям: – снижение расходов на эксплуатацию и обеспечение бесперебойной работы оборудования за счет своевременного реагирования обслуживающего персонала на требующие вмешательства ситуации; – снижение расходов на энергоносители за счет оптимального регулирования параметров работы оборудования; – возможность коммерческого и технологического учета энергоресурсов; – ведение автоматизированного учета эксплуатационных ресурсов инженерного оборудования с целью проведения своевременного технического обслуживания;

364

И. Г. Новиков

– обеспечения оперативного взаимодействия эксплуатационных служб; – планирование проведения профилактических и ремонтных работ инженерных систем; – документирование протекания технологических процессов, работы инженерных систем и действий обслуживающего персонала. Существуют два основных метода осуществления диспетчеризации: – организация собственных диспетчерских сетей; – покупка диспетчерских услуг у компаний, имеющих свои диспетчерские сети и предоставляющих расчеты по учету расходов энерго-, водо-, теплоресурсов. Основная задача потребителя – выбрать систему диспетчеризации, оптимальным образом удовлетворяющую его конкретным целям. Одним из способов организации Интернетподключения является применение модемов, поддерживающих технологию пакетной передачи данных (GPRS/EDGE). Оператор сотовой связи в этом случае выполняет функции поставщика услуг Интернет. Отсутствие проводных каналов связи делает этот способ простым в организации, благодаря чему он находит широкое практическое применение. Другим способом организации Интернет-доступа является доступ через локальную сеть Ethernet объекта, которому принадлежит узел энергоучета. Для физического подключения приборов к локальной сети используются преобразователи интерфейсов RS232/RS485/ Ethernet. Сама же локальная сеть оборудуется шлюзом, обеспечивающим связь с Интернет-провайдером. К преимуществам такой организации Интернет-доступа относятся меньшая стоимость эксплуатации и более высокая скорость передачи данных. Традиционной

Диспетчеризация – дань моде или необходимость?

365

же сложностью, является необходимость прокладки Ethernet-кабелей на узлы энергоучета. Между тем, современные технологии построения локальных беспроводных сетей позволяют решить и эту проблему. С появлением относительно недорогого оборудования для организации беспроводных сетей – роутеров, шлюзов Ethernet / Wi-Fi, преобразователей интерфейсов RS232/ RS485 / Wi-Fi и т. д., способ подключения приборов энергоучета к Интернету через локальную сеть видится все более и более перспективным.

Информационная система «Кливер» – решение проблемы диспетчеризации Программный Комплекс (ПК) «Кливер» позволяет организовать автоматизированный коммерческий учет воды, тепла и других ресурсов (электроэнергия, газ) и решать проблемы энергосбережения в различных масштабах, реализуя функции АСКУЭ. Возможна организация, как домового, так и квартирного учета. В состав информационной системы «Кливер» вхо-

дят: – аппаратные средства учета расхода энергоресурсов на УУТЭ и ИТП (расходомеры, тепловычислители, датчики температуры и давления, средства передачи данных по различным каналам связи); – каналы связи – проводные и беспроводные (RS-485, RS-232, Internet, Ethernet, GSM, GPRS, радиоканалы); – система диспетчеризации - набор аппаратных и программных средств для централизованного контроля за техническим состоянием приборов учета и технологическими процессами в системах энергоснабжения и энергопотребления, основанная на применении современных средств передачи и обработки информации; – программное обеспечение – программный комплекс «Кливер Мониторинг Энергии 2010», обеспечиваю-

366

И. Г. Новиков

щий: автоматический сбор данных с узлов учета энергопотребления для энергоснабжающих предприятий и компаний, обслуживающих узлы учета расхода энергоресурсов; анализа полученных данных и выявления нештатных режимов работы узлов учета и установленного на них оборудования; подготовки и предоставления отчетов энергопотребления любой сложности за любые промежутки времени. Система способна функционировать полностью в автономном режиме, и при отключении сетевого питания или ПК информация, полученная с первичных приборов учёта, не теряется. На данный момент система может обслуживать и взаимодействовать с большинством имеющейся номенклатуры приборов учёта расхода воды, пара, газа, тепловой энергии, электроэнергии и прочих энергоресурсов. Система имеет гибкую архитектуру и может наращиваться в ходе эксплуатации. Система диспетчеризации позволяет осуществлять: – тотальный учет расхода энергетических и материальных ресурсов; – организацию оперативного контроля над режимом тепловодоснабжения; – организацию оперативного контроля над работой оборудования и состоянием помещений; – автоматический анализ режима и выдача оперативных рекомендаций административному и обслуживающему персоналу по повышению эффективности тепловодоснабжения. Разрабатываемый ООО «Кливер» продукт, «Кливер Мониторинг Энергии 2010», представляет собой новую версию программного комплекса «Кливер Мониторинг Энергии», ориентированную на диспетчерские службы

Диспетчеризация – дань моде или необходимость?

367

организаций энергоснабжения и крупных организаций, обслуживающих узлы учета энергопотребления. Приложения комплекса будут работать под управлением ОС Windows и могут быть распределены в локальной вычислительной сети предприятия как: – серверные компоненты, отвечающие за сбор, хранение и анализ информации; – клиентские – предоставляющие доступ к информации и объектам комплекса сотрудникам предприятия и абонентам в рамках их должностных обязанностей или ролей.

Организация сбора данных энергопотребления На сервер информационного центра данные с узлов учета (УУ) могут передаваться 3 способами: – По инициативе сервера – для УУ, оборудованных пассивными средствами связи; – По инициативе УУ, оборудованных интеллектуальными средствами связи. С этими УУ может связываться и по инициативе сервера; – Перенос данных через накопительные пульты. Рабочие места могут находиться внутри локальной, виртуальной или интернет сети и подключаться к серверу в информационном центре. Дополнительные центры сбора данных могут быть настроены на сбор данных с УУ или может быть организован обмен с центральным сервером, например, для передачи информации в другие программные комплексы. Клиенты получат следующие выгоды от использования нашего продукта:

368

И. Г. Новиков

Диспетчеризация – дань моде или необходимость?

369

1. Возможность своевременно выявлять среди массы узлов учета энергоресурсов узлы, требующие оперативного вмешательства персонала с целью предупреждения и устранения аварий, как на самих узлах, так и в сетях энергоснабжения.

2. Возможность своевременно выявлять узлы, требующих проведения профилактических или иных работ, обеспечивающих штатную работу оборудования узла учета.

3. Уменьшить количество сотрудников, задействованных в процессе сбора информации с приборов учета и ее обработки, автоматизировав процесс.

4. Повысить производительность автоматического сбора информации, что уменьшит количество задействованных компьютеров, либо увеличит общее количество опрашиваемых вычислителей.

5. Возможность сбора информации с узлов учета, оборудованных вычислителями различных производителей единым программным комплексом, а не множеством разнотипных программ, поддерживающих вычислители только определенных марок.

6. Возможность в будущем расширять перечень поддерживаемых вычислителей только за счет добавления нового драйвера вычислителя, без какой – либо переделки самого программного комплекса. Используя «Кливер Мониторинг Энергии 2010», клиенты смогут: – Повысить качество контроля над режимами работы узлов учета и установленного на них оборудования за счет наличия аналитического блока, оценивающего показания приборов узла учета и выявляющего нештатную работу узлов.

– Увеличить скорость и объем собираемой информации за счет использования многопоточного автоматического опроса по нескольким параллельным каналам связи.

370

И. Г. Новиков

– Использовать для сбора информации различные каналы связи: модемные, в том числе GSM и GPRS – модемы; RS232; RS485; Ethernet; комбинации этих сетей и линий.

– Генерировать отчеты энергопотребления по заранее составленным «шаблонам отчетов».

– Легко осуществлять выборки данных энергопотребления не только приложениями нашего комплекса, но и другими, производящими свои расчеты по данным энергопотребления, т. к. структура организации данных в БД такова, что позволяет привязать параметры многоканальных вычислителей к параметрам объектов инженерных сетей и схем энергоснабжения. Таким образом, полученные с вычислителей значения параметров в БД уже хранятся как параметры объектов, принадлежащих к инженерной сети.

– Передавать данные в другие, используемые клиентами программные продукты и биллинговые системы При использовании в качестве передатчика данных МПД (модуля передачи данных) пр-ва ЗАО «Теплоком» существует возможность получения информации с УУТЭ по 4 IP-адресам, т. е. Управляющей компанией, энергоснабжающей компанией, обслуживающей организацией и т. д., возможна параллельная работа по GSM-связи. В данном случае существует возможность организации единого центра сбора информации с предоставлением доступа заинтересованным организациям. Указанные возможности обеспечивают надежный сбор данных с нескольких тысяч вычислителей на узлах учета, хранение и доступ к данным энергопотребления за любой период времени. Расчетная мощность ПК «Кливер Мониторинг Энергии 2010» – 10000 УУТЭ.

Диспетчеризация – дань моде или необходимость?

371

Поддерживаемые типы оборудования № Тип счётчика Производитель счётчика 1 ВКТ-2М II 2 ВКТ-3 3 ВКТ-4(М) 4 ВКТ-5 5 ВКТ-7 6 ВКГ-1 7 ВКГ-2 8 ВКГ-3 9 Накопительный пульт НП-1 10 Накопительный пульт НП-4(А) (ВКТ-4(М), ВКТ-5, ВКТ-7) 11 СПТ 941,942,943 12 СПТ 960,961 13 СПГ 706,761,762,763,741 14 ТСР до v.20 исключительно, ТСР v.23 15 ТСРВ 02Х, 03Х 16 KPR 17 НП-3 (KPR) 18 КМ-5 19 SEVS-D 20 SA-94/2 21 Эльф 22 СТУ-1 23 УРЖ2КМ 24 Накопительный пульт АСД-90

Теплоком СПб Теплоком СПб Теплоком СПб Теплоком СПб Теплоком СПб Теплоком СПб Теплоком СПб Теплоком СПб Теплоком СПб Теплоком СПб Логика СПб Логика СПб Логика СПб Взлет СПб Взлет СПб UNIMEX Словакия UNIMEX Словакия Энергосервис Корректор газа Aswega Уралтехнология ТЕСС-Инжиниринг ТЕСС-Инжиниринг Логика СПб

Сведения об авторе: Новиков Игорь Георгиевич, начальник отдела разработки ПО ЗАО «НПФ Теплоком», г.Санкт-Петербург, тел. (812) 600-03-03 (доб. 395), e-mail: nig@teplocom-holding.ru

372

373

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев, Е. В. Боев, А. А. Пиманов ЗАО «ПромСервис»

САДКО-Тепло - модель 2011 Программно-аппаратный комплекс (ПАК) САДКОТепло предназначен для автоматизации сбора и представления информации об учитываемых энергоресурсах и состоянии объектов энергоснабжения. Архитектура ПАК включает в себя средства связи с объектом и ПО верхнего уровня. Первое внедрение системы было осуществлено в 2000 г. на ~300 объектах бюджетной сферы в г. Ульяновске. Связь с объектами осуществлялась по телефонным модемам. Естественно, система развивалась, что находило отражение в ее описании типа, и соответственно, сертификации. Эволюция системы происходит и сейчас. Опыт эксплуатации, изменяющиеся требования Заказчиков, ежегодно накапливают предложения по усовершенствованию, которые находят отражение в программах развития и модернизации. В данном докладе описывается современная версия Образца 2011 г.

I. Описание системы На рис. 1 представлена структурная схема системы диспетчеризации с разными вариантами комплекта-

374

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

ции узлов учета, исходя из функциональных возможностей ПАК.

1.1. Аппаратная часть системы диспетчеризации. Данная часть комплекса отвечает за передачу и надежность связи объектов с сервером сбора данных. Средство связи с объектом – блок автоматический регистрационно-связной БАРС-02. Основное функциональное назначение БАРС-02 обеспечение информационной связи между ПК диспет-

Рисунок 1. Структурная схема системы диспетчеризации энергоресурсов

САДКО-Тепло – модель 2011

375

черского пункта с установленным программным обеспечением «САДКО-Тепло», и прибором учёта в составе узла учёта. Информационная связь между прибором учёта и ПО верхнего уровня осуществляется по каналам сотовой связи стандарта GSM 900/1800 в режиме пакетной передачи данных GPRS или проводным Ethernet каналам.

1.1.1. Проводная связь. Проводная связь обеспечивается выделенными опто-волоконными линиями и в качестве принимающего устройства предполагает наличие ADSL-роутера, установленного в том же здании, что и объект учета. Такая связь, хотя и является самой надёжной, имеет свои недостатки: 1) удалённость объекта от сервера сбора данных бывает значимой – это требует протяжённых линий связи из опто-волоконного кабеля; 2) возможны значительные затраты на обеспечение связи по договору с интернет-провайдером. В этом случае выгодно заниматься установкой диспетчеризации самому интернет-провайдеру, который прокладывает оптоволоконные сети для пользования Интернетом по жилым домам и организациям или договариваться с такой компанией на более выгодные условия по обслуживанию сетей.

1.1.2. Беспроводная связь Для реализации беспроводной связи вначале применялся GSM-модем Siemens TC35i. Контроллер передает данные по голосовому CSD каналу. Такой способ

376

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

дорог и ненадежен. В процессе снятия почасового суточного архива мог произойти сбой: деньги затрачены, информация не прошла, запрос приходится повторять заново. Денежные затраты на передачу данных с одного такого объекта на порядок выше стоимости затрат на GPRS-траффик и составляют примерно 1,2 руб. за одно соединение. Связь объектов через GSM (GPRS) каналы предполагает в качестве принимающего устройства использовать оборудование, установленное на базе оператора сотовой связи, которое, в свою очередь, передает данные через Интернет на сервер сбора данных. Такой тип связи предполагает минимальные затраты на передачу данных. Главное при выборе поставщика сим-карт – уточнять порог округления передачи данных: важно, чтобы он был 1 kb. При передаче данных с объекта одна

Рисунок 2. Внешний вид и структурная схема БАРС-02 с GSM модулем

САДКО-Тепло – модель 2011

377

сессия пользователю системы «САДКО-Тепло» обходится примерно в 0,001 руб. Дополнительно БАРС-02 позволяет контролировать состояние объекта с помощью подключенных к нему дискретных охранно-пожарных датчиков и датчиков затопления до 4 шт. Возможно уведомление диспетчера о срабатывании датчика и посылка аварийных SMSсообщений на телефоны ответственных лиц при соответствующих параметрах настройки. Для передачи информации по каналам сотовой связи в БАРС-02 в качестве модуля связи используется абонентская радиостанция стандарта GSM 900/1800 модели SIM 900D (рис. 2). Для передачи информации по проводным Ethernet каналам в БАРС-02 в качестве модуля связи используется сетевой модуль NM7010A-LF (рис. 3). Оба варианта имеют возможность подключения одного устройства через последовательный порт RS-232

Рисунок 3. Внешний вид и структурная схема БАРС-02 с Ethernet модулем

378

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

и до 32 устройств по RS-485 интерфейсу, тем самым позволяя опрашивать целый спектр приборов учета энергопотребления (тепло-, водо-, газо-, электросчётчики), а также приборы контроля состояния объекта (охранные контроллеры, приборы погодного регулирования и т. д.). БАРС-02 изготавливается в герметичном металлическом корпусе, что обеспечивает степень защиты блока от проникновения пыли и воды – IP54 по ГОСТ 14254-96 и позволяет устанавливать его в подвальных помещениях. Встроенный AC/DC преобразователь позволяет включать прибор в сеть 220 В без дополнительного источника питания. Существует модификация, адаптированная к использованию внешнего источника питания 12-24 В. При пуско-наладочных работах на узле учёта, оборудованном системой диспетчеризации «САДКО-Тепло», в БАРС-02 заложена возможность

Рисунок 4. Пользовательский интерфейс сервисного ПО «Конфигуратор БАРС».

САДКО-Тепло – модель 2011

379

поиска оптимального расположения GSM-антенны в трудно доступных подвальных помещениях для определения зоны уверенного приёма сигнала. Для контроля состояния прибора предусмотрена световая и звуковая сигнализация. Индикатор «РЕЖИМ» (зелёного цвета) указывает на корректное включение питания и предназначен для идентификации штатного режима работы. Индикатор «СВЯЗЬ» (красного цвета) свидетельствует об установленном канале связи между БАРС-02 и ПК диспетчерского пункта. Для мониторинга состояния канала связи диспетчерский компьютер один раз в 3 мин. запрашивает служебную информацию с БАРС02. Функция поддержания связи с диспетчерским ПК возложена на БАРС-02. Для обеспечения устойчивой работы канала связи управляющий контроллер блока постоянно отслеживает его состояние и, в случае сбоя, восстанавливает его. Перед установкой по месту эксплуатации каждый блок должен быть сконфигурирован и настроен с помощью сервисного ПО «Конфигуратор БАРС», устанавливаемого на диспетчерский компьютер и входящего в комплект поставки ПО «САДКО-Тепло» (рис. 4). В зависимости от типа подключаемого тепловычислителя, количества и логики срабатывания подключаемых дискретных датчиков, а также необходимости отправки аварийных SMS-сообщений на заданные телефоны при срабатывании датчиков, необходимо откорректировать поля пользовательского меню. Параметры соединения, реакция блока БАРС-02 на срабатывание дискретных датчиков, настройки интерфейсов связи с контрольно-измерительным оборудованием могут модифицироваться дистанционно диспетчером непосредственно с сервера сбора данных. В блоке БАРС-02 реализована поддержка двух резервных IP-

380

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

адресов ССД для обеспечения возможности построения распределенных, отказоустойчивых систем с резервными серверами сбора данных. Гибкий менеджер задач позволяет настраивать время, период и очередность опроса архивов с приборов учета. ПАК «САДКО-Тепло» изначально создавался для возможности работы с многообразным парком тепловычислителей, унифицируя информацию, приходящую по разным протоколам с разными обозначениями в единую базу данных. Обычно в системе коммерческого учета используются приборы учета тепла, расхода теплоносителя, электроэнергии и др. самых разных производителей. Сейчас программное обеспечение «САДКО-Тепло» может работать со следующими типами приборов: – тепловычислители ВКТ-4М, ВКТ-5, ВКТ-7 ( ЗАО НПФ «Теплоком»); – тепловычислители СПТ-941, СПТ-941-10, СПТ-943 (ЗАО НПФ «Логика»); – тепловычислители ТСР-023, ТСРВ-034 (ЗАО «Взлет»); – тепловычислители ТЭМ-104, ТЭМ-106 (ООО «ТЭМПрибор»); – тепловычислители ЭЛЬФ, КАРАТ-М, ЭЛЬФ Modbus (ООО НПП «Карат»); – тепловычислители ВТД, ВТД-В3 V10 ( ООО НПФ «Динфо»); – тепловычислитель ВТМ-5 (ОАО «Саранский приборостроительный завод»); – тепловычислитель ТМК-Н13 (ЗАО «Промприбор»); – тепловычислитель Multical 601 ( Kamstrup JSC); – ЭСКО МТР-06 (ЗАО «Энергосервисная компания 3Э»); – расходомер «АС-001» (ЗАО «Центрприбор»); – расходомер ПРАМЕР 52ХХ (ЗАО «ПромСервис»); – электросчетчик Меркурий-230 ( ООО «Инкотекс»); – электросчетчик «СЕ 301»

САДКО-Тепло – модель 2011

381

– счетчик импульсов «Пульсар». Регулярно производится подготовка драйверов для подключения новых приборов.

1.2. ПО верхнего уровня ПО верхнего уровня управляет обменом данных с БАРС-02, анализирует и представляет информацию, полученную с каждого узла учета. Для этого имеются различные возможности, которые могут изменяться в зависимости от реальных потребностей Заказчика.

1.2.1. Формирование и автоматическая распечатка отчетов В процессе эксплуатации ПАК «САДКО-Тепло» немало вопросов и проблем возникало в связи с представлением форм отчетов в теплоснабжающие организации всех регионов, где установлен программно-технический комплекс. Основные из них – это отчетные формы, при помощи которых разные управляющие компании, ТСЖ, организации, занимающиеся обслуживанием узлов учета, передают их в теплоснабжающие организации. В различных регионах у ТСО имеются собственные требования к предоставляемым отчетам по каждому узлу учета. В системе имеются несколько типовых универсальных форм отчета. По заявке заказчика возможно разработать отчет, полностью удовлетворяющий специфическим требованиям соответствующих теплоснабжающих организаций. Заказчик имеет возможность также сам доработать любую форму отчета в соответствии со своими пожеланиями и потребностями. Мы, как разработ-

382

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

чики, стремимся сделать эту возможность более удобной и простой.

1.2.2. Мониторинг графиков по каждому объекту Комплекс позволяет представлять данные в графической форме. Потребители с наглядным образом мышления по достоинству оценили данную возможность. Они выявляют при анализе графиков массу нюансов, характеризующих работоспособность оборудования, функционирования инженерных систем объектов, режимов энергоснабжения. В каждом жилом доме в течение суток есть 1-3 часа, когда расход горячей воды должен быть близок к нулевому значению (примерно с 2 до 4 часов ночи). На рис. 5 видно систематическое существенное превышение показаний расхода ожидаемого нулевого значения. Данное обстоятельство позволяет предложить существование утечки в системе горячего водоснабжения. После

Рис. 5

САДКО-Тепло – модель 2011

383

устранения утечки значения расхода горячей воды в этот временной период чаще всего становятся близки к нулю. Графики на рис. 6, 7 позволяют анализировать и состояние отопления. Визуально хорошо заметно расхождение показаний прибора между подающим и обратным трубопроводом в закрытой системе теплоснабжения. По обратному трубопроводу возвращается значительно меньшее количество теплоносителя. Это позволяет предполагать наличие утечки в системе отопления. После устранения утечки измеренные расходы в подающем и обратном трубопроводах практически равны.

1.2.3. Нештатные ситуации ПАК «САДКО-Тепло» имеет необходимые для систем такого плана функции, среди которых необходимо отметить реализацию контроля «Нештатные ситуации». Система позволяет оповещать о возникновении следующих нештатных ситуаций: – весь набор нештатных ситуаций тепловычислителя; – несанкционированное проникновение к месту узла учета энергоресурсов; – затопление, задымление помещения; – выход параметров энергоснабжения за пределы уставок. Одна из важнейших функциональных возможностей системы, позволяющая отслеживать количественные и качественные характеристики энергоснабжения, что при условии правильного составления договора с теплоснабжающей организацией существенно влияет на коммерческие расчеты. Уставки параметров энергоснабжения можно разделить на статические и динамические.

384

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

К статическим уставкам относятся верхние и нижние пределы значений параметров энергоснабжения, непосредственно измеряемых приборами. Например, температура теплоносителя, которая измеряется термометром сопротивления. Если температурный график у потребителя по требованиям СНиП составляет 95/70 градусов при самой низкой температуре теплоснабжения, что это должно было быть зафиксировано в договоре теплоснабжения. Тогда возможно установить на подающем трубопроводе верхнее предельное значение температуры 110 градусов и нижнее предельное значение – 80 градусов. На обратном трубопроводе возможно установить верхнее предельное значение 70 градусов, нижнее – 40 градусов, тогда при подаче с теплоносителя с температурой ниже 80 градусов система будет сигнализировать о нарушении температурного графика и фиксировать это в архивах, на основании чего возможно предъявлять претензии к ТСО по качеству теплоснабжения. В случае возвращения теплоносителя с температурой выше 70 градусов система будет сиг-

Рис. 6

САДКО-Тепло – модель 2011

385

нализировать о нарушении температурного графика, и теплоснабжающая организация сможет предъявить претензии потребителю. Поэтому данную ситуацию необходимо проанализировать, выявить причины и стараться устранить. К динамическим уставкам относятся верхние и нижние пределы значений параметров энергоснабжения, которые получаются методом вычислений из значений непосредственно измеряемых параметров. Например, количество тепловой энергии. Ведя постоянный мониторинг параметров энергоснабжения, оператор может активно воздействовать на ситуацию, возникающую в случае выхода параметров энергоснабжения за пределы уставок.

1.2.4. Геоинтерфейс программы В настоящее время чаще используется интерфейс в виде табличных данных, выводимых в главном окне программы.

Рис. 7

386

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

Однако помимо табличных значений по всем объектам существует возможность расположить узлы учета на карте местности населенного пункта (рис. 8). На рис. 6 и рис. 7 даны графики теплоснабжения одного и того же объекта в в разных масштабах измерения. Это дает существенное преимущество в наглядности в сравнении с методом поиска объектов в дереве объектов. Так же наглядно представляются на карте те нештатные ситуации, которые мы привыкли видеть в разделе «Нештатные ситуации». Тем самым более полно представляется ситуация по объектам. Вести в программу опцию «карта местности» может и сам пользователь. Достаточно добавить графический файл с ее изображением в формате bmp в корневой каталог программы и разместить узлы учета.

Рис. 8. ГИС

САДКО-Тепло – модель 2011

387

1.3. Улучшения в интерфейсе пользователя Система САДКО-Тепло, предназначенная для учета потребления энергоресурсов, непрерывно развивается, повышая продуктивность и удобство работы конечных пользователей.

1.3.1. Оперативность и удобство поиска. Так, в версии 3.0 появилась возможность поиска узла учета по фрагменту названия, что позволяет быстро найти в дереве объектов интересующий узел. В системе с большим количеством узлов одного только поиска для комфортной работы бывает недостаточно. Хочется сократить большое дерево объектов так, чтобы узлы в нем можно было «охватить одним взглядом», чтобы по нему было удобно перемещаться. Чтобы показать в дереве объектов только узлы, представляющие определенный интерес, например, только узлы с нештатными ситуациями (НС), или узлы, по которым нет данных за последние несколько суток, применяется фильтр с нужными условиями (рис. 9). Аналогичное желание часто возникает и при просмотре списка нештатных ситуаций. И здесь тоже поможет фильтр. Например, на рис. 10 показан список НС, выводящий список неисправностей по трубопроводу №1. Есть несколько улучшений, касающихся повседневной работы с графиками и таблицами. Например, индивидуальная настройка графиков – теперь для каждого узла или группы узлов выводимые параметры, цвета и стили графиков настраиваются индивидуально, при этом пользователь, переходя от узла к узлу, увидит графики только тех параметров, которые он хочет отслеживать. Есть быстрая настройка диапазона времени детального просмотра (если выбрать в графике диапазон

388

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

Рис. 9. Управление фильтрацией узлов учета

Рис. 10. Фильтрация НС по подстроке

САДКО-Тепло – модель 2011

389

времени и при нажатой клавише SHIFT нажать кнопку «Обновить», то выбранный диапазон станет текущим и для таблицы данных), а также другие улучшения.

1.3.2. Веб-интерфейс пользователя Начиная с версии 3.0 в САДКО-Тепло имеется веб-интерфейс, который позволяет через привычный Интернет-браузер подключаться системе и выполнять основные операции по просмотру архивных данных и нештатных ситуаций в табличном и графическом виде, а также получать отчеты в PDF формате (рис. 11, 12).

1.3.3. Диспетчер заданий В САДКО-Тепло версии 3.2 появился диспетчер заданий, реализованный в виде отдельной подсистемы.

Рис. 11. Веб-интерфейс САДКО-Тепло (таблица)

390

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

Он не только сохраняет прежнюю возможность считывания архивов приборов один раз в сутки в автоматическом режиме, но и добавляет такие возможности, как: – расширенные настройки расписания: задание интервала запуска заданий от одной минуты до нескольких месяцев, ограничение продолжительности работы задания, указание количества попыток выполнения и задержки между попытками; – независимые задания и расписания для групп приборов (потребитель, район, управление). Например, приборы одной управляющей компании могут опрашиваться ночью, а другой – днем; – несколько расписаний выполнения задания для одной и той же группы приборов. Например, часовые архивы можно получать с интервалом в несколько часов, а суточные – раз в сутки и т. п.

Рис. 12. Веб-интерфейс САДКО-Тепло (графики)

САДКО-Тепло – модель 2011

391

Характер выполняемых заданием действий определяется шагами задания. Каждый шаг задания выполняет определенный тип действий в системе – например, считывание архивов, расчет баланса в группе узлов учета. Шаги задания могут выстраиваться в цепочку, формируя последовательность действий, при этом следующее действие может пользоваться результатами предыдущих. Типы выполняемых действий можно разнообразить за счет разработки новых подключаемых модулей, аналогично тому, как для подключения нового типа прибора создается новый модуль – драйвер прибора. Например, вполне реально создание модулей для автоматической генерации отчетов по узлам, экспорта их в файлы и последующей пересылке по электронной почте адресатам (скажем, руководству управляющей компании). Для конфигурирования заданий используется программа «Конфигуратор заданий САДКО-Тепло», главное окно которой показано на рис. 13 . Конфигуратор позволяет управлять заданиями, расписаниями, а также привязывать задания и расписания к определенной группе объектов (потребителю, району, управлению). Таким образом, какие именно

Рис. 13. Конфигуратор заданий САДКО-Тепло

392

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

действия будут выполняться, определяется заданием, а какие объекты (узлы) будут вовлечены в эти действия – связкой задания и группой узлов. При этом группа узлов будет называться владельцем задания. Чтобы отобразить в конфигураторе только задания для одного владельца, применяется фильтр по владельцу. Для контроля выполнение заданий служит программа – «Монитор заданий САДКО-Тепло», показанная на рис. 14. В окне программы показаны результаты последнего выполнения и текущее состояние всех заданий, а также дополнительная информация. Здесь же можно просмотреть журнал выполнения любого задания.

1.3.4. Управление правами доступа В последнее время для многих диспетчерских центров стала актуальной задача разграничения доступа со стороны потребителей (управляющих компаний) только к информации по узлам учета, находящихся в их непосредственном ведении. При этом для доступа к системе САДКО-Тепло используется как удаленный рабочий стол (терминальный доступ), так и веб-интерфейс (веб-доступ). Т. е., при использовании системы Управ-

Рис. 14. Монитор заданий САДКО-Тепло

САДКО-Тепло – модель 2011

393

ляющей компанией 1 в окне программы должны быть видны узлы учета, «принадлежащие» только ей, и не должно быть видно узлов учета, «принадлежащих» остальным компаниям. Для решения этой задачи в рамках САДКО-Тепло версии 3.3 разработана подсистема разграничения доступа, которая позволит администраторам системы собирать пользователей в отдельные группы на уровне операционной системы (группы Windows) и затем выборочно предоставлять им доступ к отдельным группам объектов учета (потребителям, районам, управлениям). При этом к каждой группе объектов учета можно предоставить доступ нескольким группам пользователей, указывая, будут ли предоставлены права изменения и/ или удаления объектов учета. Назначать права доступа можно на любом уровне иерархии объектов учета. При этом назначенные права наследуются на более низком уровне иерархии, но, при необходимости, могут быть переопределены в сторону ограничения. Назначение прав происходит в окне свойств группы объектов учета. Например, на рис. 15 показано, что группе пользователей «Sadko2» дано право просмотра и изменения свойств всех узлов учета конкретного потребителя, а также добавления новых узлов учета. Однако, поскольку право удаления не предоставлено, пользователи из группы «Sadko2» не смогут удалять узлы учета из конфигурации. На сегодняшний день ПАК «САДКО-Тепло» установлен на многих серверах в городах: Вологда, Тамбов, Казань, Самара, Тольятти, Чукотский АО, Саранск, Альметьевск, и т. д. Работающие комплексы различаются по количеству подключенных абонентов. Есть серверы, которые обслуживают от 500 до 1500 объектов в городах

394

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др.

Саранск, Альметьевск, Казань. К другим серверам пока подключено до 50 объектов - это первый начальный этап создания и развития баз данных. Серверы, являющиеся в настоящее время наиболее распространенным вариантом функционирования системы, обслуживают от 100 до 500 объектов. Основными потребителями системы являются ресурсоснабжающие организации (теплосети, водоканалы), а также расчетно-кассовые центры, Управляющие компании, и специализированные предприятия, занимающиеся обслуживанием узлов учета.

Рис. 15 Управление правами доступа к группе узлов учета

САДКО-Тепло – модель 2011

395

Система организована так, что доступ к базам данных, находящимся на сервере, возможен с неограниченного числа компьютеров при помощи приложения «подключение через удаленное рабочее место», а также других средств и программ для соединения компьютеров между собой. Поэтому информацию могут получать физические и юридические лица с различными запросами. Одних интересуют количество и качество энергоснабжения, других – работоспособность оборудования, третьих – функционирование инженерных систем объектов, четвертых – организация коммерческих расчетов потребленных ресурсов. В ряде случаев потребителей интересует информация в целом. ПАК САДКО-Тепло удовлетворяет сегодняшним запросам Потребителей.

Сведения об авторах: Минаков Аркадий Александрович, к.т.н. генеральный директор 433502, Россия, Ульяновская обл., г. Димитровград, ул. 50 лет Октября , 112, т/ф (84235) 4-18-07, 4-58-32, 6-69-26 minakov@promservis.ru , www.promservis.ru Ефремов Алексей Юрьевич, начальник ПТО ЗАО «ПромСервис», т/ф (84235) 4-55-59, 6-10-48 promservis@promservis.ru Кочнев Михаил Викторович, главный специалист по информационным технологиям ЗАО «Промсервис», т/ф (84235) 4-18-07, 4-58-32, 6-69-26 utro@promservis.ru

396

Боев Егор Владимирович, инженер-конструктор ЗАО «ПромСервис» т/ф (84235) 4-55-59, 6-10-48 promservis@promservis.ru Пиманов Антон Алексеевич, инженер службы внедрения ЗАО «ПромСервис» т/ф (84235) 4-55-59, 6-10-48 promservis@promservis.ru

397

Э. В. Тясто главный инженер управления автоматизации Группы компаний Взлет, ООО «ИнженерноТехнический Центр «Промавтоматика»

Диспетчеризация АИТП на базе программного комплекса «Взлет СП» и ее интеграция с системами мониторинга и управления инженерными системами зданий Автоматизация тепловых пунктов, несомненно, является прогрессивным методом управления, регулирования и оптимизации систем теплопотребления, решающим задачи обеспечения гибкого и комфортного теплового режима зданий на основе ресурсосберегающих технологий. Автоматизированные тепловые пункты «Взлет АТП», благодаря функциональным особенностям алгоритмов регулирования, реализованных системами локальной автоматики на базе специализированных контроллеров (регуляторов отопления) «Взлет РО», наиболее полно отвечают задачам оптимизации теплопотребления промышленных, административных и жилых зданий, а также создания комфортных условий внутри помещений обслуживаемого здания при минимальных энергозатратах. Средства автоматизации и контроля обеспечивают работу тепловых пунктов без постоянного присутствия обслуживающего персонала. На современном этапе развития производства наряду с автоматизацией не менее важным является процесс управления данными или информационный обмен с

398

Э. В. Тясто

объектами автоматизации, позволяющий своевременно получать достоверную информацию о состоянии объекта, возможность более эффективно управлять, а также уменьшить возможные потери и увеличить экономическую отдачу от автоматизации. Система диспетчеризации АТП разработки ЗАО «Взлет» обеспечивает дистанционный контроль и средства корректировки параметров регулирования теплопотребления с выводом информации на диспетчерский компьютер. Управляет работой системы программный комплекс «Взлет СП», являющийся ядром сертифицированных информационно-измерительных систем «Взлет ИИС», предназначенных для сбора, обработки, хранения и отображения информации с узлов учета энергоресурсов. Указанные ИИС могут использоваться, в том числе, и для осуществления учетно-расчетных операций. В настоящее время приборный учет тепловой энергии получил широкое распространение благодаря политике энергосбережения, проводимой Правительством РФ, и инициативе местных органов управления. Автоматизированные тепловые пункты, как правило, комплектуются узлами (приборами) учета тепловой энергии и теплоносителя. Поэтому применение единого программно-аппаратного комплекса для решения задач контроля и управления процессом теплопотребления и диспетчеризации узлов учета дает дополнительный экономический эффект. Благодаря наличию развитых функций управления, диагностики работы основного технологического оборудования и других функций, реализуемых с помощью регуляторов «Взлет РО», системы локальной автоматики автоматизированных тепловых пунктов «Взлет АТП» обеспечивают надежную работу объектов, при которой не требуется директивное управление оператором (диспетчером) и постоянное отображение состояния объ-

Диспетчеризация АИТП

399

ектов в режиме реального времени. Основные задачи системы диспетчеризации АТП сводятся к незамедлительному информированию диспетчерского персонала о нештатных (аварийных) ситуациях при непрерывном контроле состояния объекта управления и к обеспечению возможности дистанционной корректировки параметров регулирования. При разработке и внедрении систем диспетчеризации для конкретных объектов особое значение уделяется применению низкозатратных гибко-масштабируемых решений. Эти решения обеспечиваются благодаря использованию в системе программного комплекса «Взлет СП» и специализированных средств связи – адаптеров сигналов «Взлет АС»: адаптера сотовой связи АССВ-030 и адаптера сети Ethernet АСЕВ-040. При этом для обмена информацией с объектами используются две наиболее интенсивно развиваемые цифровые среды передачи данных – сотовая связь и Интернет. Адаптер АССВ-030 обеспечивает передачу данных с использованием услуг CSD, SMS и GPRS, предоставляемых сетью GSM. Для передачи данных с объектов через сеть Ethernet в диспетчерскую систему, построенную на базе программного комплекса «Взлет СП», используется адаптер АСEВ-040. Возможности и достоинства подобного решения, разработанного ЗАО «Взлет», подробно описаны в материалах по диспетчеризации узлов учета. Подчеркнем лишь, что основной эффект от его использования в том, что обеспечивается подключение практически неограниченного количества объектов к диспетчерской системе и при этом одновременное получение данных от всех объектов. Соединение между центром сбора информации (диспетчерским пунктом) и прибором (-ами), установленны-

400

Э. В. Тясто

ми в теплопункте, осуществляется только для передачи информации о возникших отклонениях в работе АТП или узла учета, и для передачи накопленных учетных данных в заданные моменты времени. Применяемые программно-аппаратные средства обеспечивают постоянный распределенный контроль состояния объектов, не используя при этом каналы связи. Оплата производится за объем фактически переданной информации, а не за время использования каналов связи. Разумеется, диспетчеру обеспечивается возможность наблюдения за технологическим процессом на объекте в режиме реального времени. Такая необходимость появляется как в случае получения с объекта информации о нештатной ситуации, так и для обеспечения оперативной работы персонала по обслуживанию узлов учета и теплосистемы в целом. Предлагаемое решение по диспетчеризации АТП предусматривает также возможность оповещения о таких нештатных ситуациях, как пожар, затопление, несанкционированное проникновение в помещения АТП и др. событиях, требующих оперативного принятия мер. Данная возможность обеспечивается за счет подключения на дополнительные входы адаптеров сигналов от соответствующих датчиков. Любое современное здание содержит значительный объем инженерного оборудования, число которого непрерывно увеличивается. Все это происходит по той причине, что с каждым днем неуклонно повышаются представления об уровне комфорта во время пребывания человека в здании. Обеспечением безопасности, защищенности здания от внештатных ситуаций, а также поддержанием необходимых санитарно-гигиенических условий занимается множество разнообразных подсистем инженерного оборудования, которые, в свою очередь, характеризуются значительным количеством

Диспетчеризация АИТП

401

технологических параметров и сигналов управления, требующих круглосуточного контроля. Все эти системы в совокупности образуют систему жизнеобеспечения здания. В общем случае, подобная система включает в себя следующие подсистемы: – теплоснабжения (котельные установки или индивидуальные тепловые пункты (ИТП)); – кондиционирования и вентиляции воздуха (вытяжные и приточные системы, кондиционеры, тепловые завесы и т. п.); – водоснабжения, канализации, водоподготовки, дренажа (различные станции управления насосами); – электроснабжения и электроосвещения (трансформаторная подстанция, распределительные устройства, дизель-генераторная установка, источники бесперебойного питания и т. п.); – лифтовое оборудование; – системы безопасности (охранно-пожарная сигнализация, автоматизированные система пожаротушения, система контроля и управления доступом, система охранного телевидения). Диспетчеризация этих систем позволяет контролировать различные процессы, происходящие в системах, изменять параметры установок, предназначенных для создания и поддержания условий, при которых наиболее эффективно осуществляется работа оборудования и жизнедеятельность людей, а также просматривать протоколы их работы. В соответствии с ГОСТ Р 21.1.12-2005 Структурированная система мониторинга и управления инженерными системами зданий и сооружений к программно-техническим комплексам указанных систем предъявляются серьезные требования по интегра-

402

Э. В. Тясто

ции в единую систему диспетчеризации. Комплексы автоматизации и диспетчеризации отдельных систем жизнеобеспечения должны иметь средства организации информационного обмена с единой системой мониторинга и управления, организуемой с использованием специализированного программного обеспечения на базе SCADA-систем. Для взаимодействия SCADAсистем с приборами фирмы «Взлет», в том числе и с регуляторами «Взлет РО», а также с диспетчерской системой на базе «Взлет СП», разработаны OPC-серверы, реализующие OPC технологию доступа к данным. Таким образом, средства автоматизации и диспетчеризации «Взлет АТП», в полной мере обеспечивая реализацию функций регулирования теплопотребления объектов и обеспечения комфортных условий, контроль параметров теплоснабжения и коммерческий учет тепловой энергии и теплоносителя, ГВС и ХВС, позволяют создавать как небольшие законченные системы контроля и управления, так и встраиваться в достаточно сложные диспетчерские комплексы.

Сведения об авторе: Тясто Эльвира Викторовна, главный инженер управления автоматизации Группы компаний Взлет, ООО «ИнженерноТехнический Центр «Промавтоматика».

190121, Санкт-Петербург, ул. Мастерская, д. 9. Тел. (812) 714-81-55

403

А. А. Кожанец, А. Ю. Ефремов ЗАО «ПромСервис»

ТЕРМОКОНТРОЛЛЕР «ПРАМЕР-710-01» Организация узлов коммерческого учета потребляемого теплового ресурса позволяет снизить платежи за его использование. В основном, это происходит за счет того, что реально потребляемое количество тепла отличается от договорных значений организации поставщика. Следующий шаг реальной экономии – это введение в систему отопления узлов регулирования, позволяющих оптимизировать потребление тепла объектами, для которых вопросы энергоэффективности решены комплексно (герметизация окон, утепление стен, крыш и т. д.). Важный элемент экономии – поддержание комфортных температур по графику, что наиболее актуально для офисных и административных зданий. На сегодняшний день большинство объектов потребления тепловых ресурсов оснащены устаревшими системами задания уровня теплопотребления на базе элеваторных узлов. Указанные системы не обеспечивают должной эффективности, так как не могут автоматически реагировать на изменение параметров тепловых сетей и окружающей среды. На сегодняшний день появляется много современного оборудования для регулирования теплового потребления: радиаторные терморегуляторы, регуляторы перепада давления, регуляторы и ограничители расхода, регуляторы температуры, электронные регуляторы (пид-регуляторы, погодные компенсаторы и т. д.). Рациональное и осмысленное использование данных приборов в различном сочетании позволяет максимально эффективно сократить затраты на потребление тепловых ресурсов.

404

А. А. Кожанец, А. Ю. Ефремов

ЗАО «ПромСервис» работает в данном направлении не первый год. В 2007 г. был разработан первый вариант термоконтроллера «Прамер-710» (Рис. 1). Алгоритм работы термоконтроллера направлен на поддержание постоянной, комфортной температуры в помещении путём автоматического регулирования температуры теплоносителя на вводе в здание в зависимости от температуры наружного воздуха и температуры воздуха в контрольном помещении. Логика прибора позволяет задать график теплоснабжения практически под любой объект теплоснабжения. Базовые (расчетные) графики температур теплоносителя в подающем и обратном трубопроводе можно задать для различных графиков теплоснабжения и любого климатического пояса. Они формируются котроллером по заданным параметрам: – максимальная температура теплоносителя на вводе в здание;

Рис. 1. ПРАМЕР-710 образца 2007 г.

Термоконтроллер «прамер-710-01»

405

– максимальная температура на выходе отопительного контура; – минимальная расчетная температура наружного воздуха; – базовая комфортная температура воздуха в помещении (температура нулевого баланса); – показатель степени системы отопления (учитывает изменение коэффициента теплопередачи нагревательных приборов в зависимости от температуры теплоносителя). Эксплуатация термоконтроллера на объектах показала стабильную, эффективную работу. Термоконтроллеры отработали на реальных объектах более четырех отопительных сезонов, показав правильную работу специализированных теплотехнических алгоритмов регулирования. Прамер-710 работают на объектах как в составе блочных модулей регулирования, так и в составе узлов регулирования, собранных непосредственно на объекте. Следует отметить, что за годы эксплуатации потребители высказывали конструктивные предложения по улучшению прибора, в частности, по упрощению пользовательского интерфейса. Учитывая предложения конечных потребителей, совершенствование элементной базы, условий рынка, а также темпы внедрения систем диспетчеризации, был разработан модернизированный вариант термоконтроллера «ПРАМЕР-710-01» (Рис. 2). Применив современные схемотехнические решения и сократив количество контуров управления до одного (применение прибора на практике показало избыточность функции управления двумя контурами регулирования), удалось создать вариант прибора, существенно уменьшенного в габаритах и массе.

406

А. А. Кожанец, А. Ю. Ефремов

Значительно упрощены навигация по пользовательскому меню и редактирование параметров. Орган управления прибором – клавиатура – заменена энкодером (поворотным переключателем). Управление настройками и отображение данных с термоконтроллера возможно с помощью сервисной программы «Термостат v1.0.0» на любом ПК, посредством протокола ModBus через RS232, либо RS485 интерфейс по выбору. В новом приборе уменьшено число задаваемых параметров регулирования. Основные параметры автоматически определяются путём задания небольшого количества ключевых поправок к базовым графикам. Основным критерием управления является «Температура комфорта» (заданная температура помещения), по которой определяется температура смеси в подающем трубопроводе в зависимости от температуры наружного воздуха. Также в новой версии прибора сохранена возможность использования альтернативного критерия регулирования – ограничение температуры в обратном

Рис. 2. ПРАМЕР-710-01 новой версии

Термоконтроллер «прамер-710-01»

407

трубопроводе. В приборе реализован алгоритм автоматической адаптации параметров регулирования к расчётной модели по температуре в помещении, либо по температуре в обратном трубопроводе. Увеличено количество режимов энергосбережения: рабочие дни, выходные дни, праздничные дни. Возможно гибко настроить практически любой вариант графика энергосбережения. Обновленные алгоритмы входа и выхода в режим энергосбережения повышают эффективность работы системы отопления. Архивирование измерительной информации производится в памяти прибора в часовом или получасовом интервале. При этом фиксируются только текущие значения температур на момент сохранения и нештатные ситуации (НС) за данный интервал. Указанное количество архивируемых данных достаточно для оценки эффективности работы системы и коррекции параметров функционирования. В новой версии термоконтроллера добавлен дискретный вход, что позволяет использовать в системе аварийные дискретные датчики. Расширен перечень НС, при возникновении которых срабатывает аварийная сигнализация. Выход «аварийная сигнализация» настраивается с учетом задержки включения и длительности оповещения, что позволяет использовать данный выход не только как механизм оповещения, но и гибкий механизм воздействия на дополнительное исполнительное устройство. В целом удалось значительно сократить стоимость новой версии прибора по сравнению с предыдущей версией. Пробная эксплуатация новой версии прибора проводилась в административном здании ЗАО «ПромСер-

408

А. А. Кожанец, А. Ю. Ефремов

вис». Узел регулирования, представленный на Рис. 3, состоит из: термоконтроллера (1), датчика температуры подающего трубопровода (2), датчика температуры обратного трубопровода (3), датчика температуры наружного воздуха и помещения (не показаны на рисунке), поворотного трехходового клапана HFE с электроприводом АМВ162 производства фирмы «Данфосс» (4), циркуляционного насоса UPS-100 фирмы «Грундфос» (5). Важным дополнением в приборе стала функция дистанционного считывания архивных данных на ПК. Подключенная информационная линия для интерфейса RS485 позволила управлять прибором и считывать данные удаленно (из кабинета). Дистанционное управление контроллером обеспечивается сервисной программой с простым понятным пользовательским интерфейсом. Программа позволяет

Рис. 3. Узел регулирования

Термоконтроллер «прамер-710-01»

409

как считывать информацию с термоконтроллера, включая записанные в нем параметры настройки и архивы, так и изменять параметры настроек термоконтроллера в случае необходимости корректировки работы системы регулирования. Учитывая, что эксплуатация систем регулирования требует профессионального отношения, становится актуальной перспектива разработки и внедрения систем диспетчеризации для повышения эффективности эксплуатации и обслуживания указанных систем. Полученные графики архивных значений текущих температур (рисунок 4) наглядно свидетельствуют об эффективности работы системы регулирования теплопотребления.

Рис. 4. График архива текущих значений ПРАМЕР-710-01.

1 - температура воды на входе в систему отопления; 2 - температура воды на выходе из системы отопления; 3 – температура воздуха в помещении; 4 - температура наружного воздуха.

410

А. А. Кожанец, А. Ю. Ефремов

На графике температуры в помещении просматриваются как участки поддержания стабильной (заданной) температуры в помещении, так участки включения – выключения режимов энергосбережения. Рассматривая детально участок (Рис. 5) переключения режимов работы, можно четко отметить время включения режима энергосбережения в 15:00. В данный момент регулирующий клапан полностью закрывается, и наблюдается выравнивание температур подающего и обратного трубопровода с медленным снижением температур. При достижении температуры воздуха в контрольном помещении заданной температуры энергосбережения (17°С + 1°С), термоконтроллер переходит в режим ее поддержания. В 4:00 включается режим прогрева помещений, при этом система полностью откры-

Рис. 5. График архива текущих значений режима энергосбережения. 1 - температура воды на входе в систему отопления; 2 - температура воды на выходе из системы отопления; 3 – температура воздуха в помещении; 4 - температура наружного воздуха.

Термоконтроллер «прамер-710-01»

411

вает задвижку и производится подача теплоносителя с магистральной температурой в течение заданного времени. Если температура в помещении достигнет температуры комфорта (заданное значение = 20°С), режим прогрева отключается. Далее поддерживаться рабочая температура комфорта. Эксплуатация новой версии прибора в административном здании ЗАО «ПромСервис» показала устойчивую и эффективную его работу. По проведенным оценкам, при использовании режимов энергосбережения с понижением температуры воздуха в помещении в ночное время и в выходные дни можно уменьшить потребление тепла от 10 до 25% в зависимости от температуры наружного воздуха, что и подтверждается на реальных объектах. В настоящее момент идет освоение серийного производства данного изделия. В продажу изделие поступит во 2 квартале 2011 г.

Рис. 6. Блочные модули регулирования.

412

А. А. Кожанец, А. Ю. Ефремов

Данное изделие является основным элементом блочного модуля регулирования (Рис.6) и призвано обеспечить эффективность теплоснабжения в сфере коммунального хозяйства.

Литература: 1. «ПромСервис». VII Международная научнопрактическая конференция «ЭНЕРГОРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ. ДИАГНОСТИКА-2005». С. Н. Ещенко. «Регулирование теплопотребления зданий – реальная экономия тепла».

2. Термоконтроллер «Прамер-710». Руководство по эксплуатации.

3. «ПромСервис».

VI Международная научнопрактическая конференция «ЭНЕРГОРЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ. ДИАГНОСТИКА-2004». А. М. Банов, Д. А. Сорокин «Логика работы термоконтроллера «ПРАМЕР-710»».

Сведения об авторах: Кожанец Андрей Алексеевич, инженер ПТО; Ефремов Алексей Юрьевич, начальник ПТО ЗАО «ПромСервис».

433502, г. Димитровград, ул. 50 лет Октября, дом 112. Т/ф. (84235) 418-07, 458-32, 669-26. promservis@promservis.ru, www.promservis.ru

522

Содержание Обращение к участникам конференции

3

Раздел «Метрологическое обеспечение учета энергоресурсов» А. Н. Колесников. Опыт реализации 261-ФЗ (по материалам российских СМИ) С. Н. Канев. О новых правилах коммерческого учета тепловой энергии и теплоносителя

5

25

С. И. Черноморченко. О метрологическом обеспечении учета тепловой энергии 50 П. Б. Никитин. Нужен ли нам стандарт?

56

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич. О необходимости обеспечения комплексной поверки и ремонта средств измерений расхода тепловой энергии и воды

59

П. Б. Никитин. Универсальные возможности метрологического центра

71

В. А. Медведев. О едином критерии годности комплектов термометров сопротивления для теплосчетчиков при первичной и периодической поверке

77

В. Ю. Филатова. Термометры. Комплекты. ГОСТы (логика практического применения)

82

В. А. Медведев. Теплосчетчики и измерительные системы теплоты

92

523 А. А. Гнедов. Защита от фальсификаций в приборном учете тепловой энергии 123 А. К. Карпович. Новый порядок утверждения типа средств измерений

134

О. Н. Устьянцева. Эталонное оборудование

143

Н. И. Ханов, В. И. Мишустин и др. Международные сличения эталонов массового расхода жидкости APMP.M.FF-K1

151

Е. Н. Корчагина, Е. В. Ермакова, М. Б. Прудаев. О нестабильности калорийности угля – основного коммерческого параметра

159

Раздел «Учет энергоресурсов, диспетчеризация» Холдинг «Теплоком». Оборудование для учета энергоресурсов

166

Вычислители серии КАРАТ-307 — новый продукт НПП «Уралтехнология» 175 В. И. Шутиков. Опыт промышленной эксплуатации дифференциальноинтегрирующей системы на тепломагистрали Ду-900 209 В. М. Меркулов. Некоторые тонкости измерения температуры термометром сопротивления

226

Г. М. Сологуб, Н. В. Волкова. Конструктивные особенности квартирных термометров КТСП-Н. Современные технологии 234 В. А. Магала, А. Л. Манин. Вихревые преобразователи расхода производства ЗАО НПО «Промприбор»

244

524 С. Н. Носов. О некоторых результатах испытаний ультразвуковых расходомеров FLUXUS

264

И. Д. Вельт, Ю. В. Михайлова. Имитационное моделирование электромагнитных расходомеров

282

В. М. Бобровник, В. Е. Чередниченко. Приборы учета канализационных стоков для объектов ЖКХ

300

В. И. Мишустин, М. Б. Гуткин, Ю. А. Чистяков. Методика измерений расхода и объема попутного нефтяного газа счетчиками газа ТРСГ-ИРГА

303

ЗАО «НПК ВИП». Энергоэффективность в средствах измерения

323

С. Г. Устьянцев. О выборе пределов измерения манометра в узлах учёта газа

326

И. Дианов, Д. Пронин, А. Яманов.

M2M коммуникации без проводов.

GSM и Zigbee решения AnCom

332

Е. Ю. Басова. Современные энергосервисы

349

А. Ю. Логинов. Эволюция систем контроля учета энергоресурсов

358

И. Г. Новиков. Диспетчеризация – дань моде или необходимость?

362

А. А. Минаков, А. Ю. Ефремов, М. В. Кочнев и др. САДКО-Тепло – модель 2011

373

Э. В. Тясто. Диспетчеризация АИТП на базе программного комплекса «Взлет СП» и ее интеграция с системами мониторинга и управления инженерными системами зданий

397

525 А. А. Кожанец, А. Ю. Ефремов. Термоконтроллер «Прамер-710-01»

403

Раздел «Энергосбережение, аудит» И. В. Кузник. Оценка эффективности транспортирования тепловой энергии

414

С. И. Черноморченко. Об эффективности систем теплоснабжения

426

Г. П. Петраков, В. С. Слепченок. Определение экономической эффективности усиления теплоизоляции трубопроводов тепловых сетей

434

В. П. Каргапольцев, А. А. Мицкевич. Энергосберегающая система водоподготовки

447

А. В. Чигинев. Экономия в тепло- и водоснабжении ЖКХ, которую можно измерить

460

В. А. Хазнаферов. Приборный учет газа как индикатор работы котельной 479 Д. И. Федосеев. Блочные индивидуальные тепловые пункты БИТП

485

«Теплоком»: инвестиции в ЖКХ – это реальность

492

НП «Городское объединение домовладельцев». Энергоэффективный квартал – демонстрационная зона защиты окружающей среды и климата 496 Р. Г. Крумер, Л. Р. Крумер. Особенности национального энергоаудита

512

526