Системы телемеханики и автоматики для учета и управления энергоресурсами (АПСТМ-ИС)

Назначение

Системы телемеханики и автоматики для учета и управления энергоресурсами (в дальнейшем АПСТМ-ИС) служат для непрерывного измерения и контроля технологических параметров (давления, температуры, перепада давления текучих сред в трубопроводах, расхода и объема текучих сред, приведенных к нормальным условиям по ГОСТ 2939, ГОСТ 30319.2, ГОСТ 8.563.2, параметров катодной защиты и др.), используемых при автоматизированном управлении технологическими процессами рассредоточенных объектов.

Наряду с традиционными функциями телемеханики (по ГОСТ Р МЭК 870-1-1) АПСТМ-ИС могут выполнять: автоматическое регулирование контролируемых технологических параметров по заданным алгоритмам регулирования; автоматическое логическое управление исполнительными механизмами посредством формирования управляющих воздействий на основе поступающей от датчиков информации; коммерческий учет расхода электроэнергии, текучих сред.

Основная область применения АПСТМ-ИС - технологические объекты магистральных газопроводов и нефтепродуктопроводов (газораспределительные станции, пункты коммерческого учета коммунального хозяйства, энергетики и предприятий промышленности, крановые узлы на линейных участках трубопроводного транспорта и др.).

АПСТМ-ИС предназначены для эксплуатации в следующих условиях:

- аппаратура пункта управления (ПУ) при температуре окружающего воздуха от плюс 10 до плюс 30°С, относительной влажности - от 30 до 80%, атмосферном давлении от 84 до 106,7 кПа;

- аппаратура контролируемых пунктов (КП) и контроллеров автоматики (КА) при температуре окружающего воздуха от минус 40 до плюс 55°C; верхнее значение относительной влажности - 100% при температуре 35°С с конденсацией влаги; атмосферное давление от 84 до 106,7 кПа.

Описание

АПСТМ-ИС представляют собой измерительные системы, серийно изготавливаемые и поставляемые для оснащения однородных объектов. АПСТМ-ИС как законченные изделия создаются непосредственно на объектах эксплуатации в соответствии с указаниями, изложенными в эксплуатационной и проектной документации на них и состоят из:

- измерительных приборов и преобразователей, осуществляющих преобразование технологических параметров в стандартные токовые сигналы (от 0 до плюс 20 и от 4 до плюс 20мА), а также в цифровой кодированный вид;

- турбинных счетчиков газа типа СП6М, СГ75М различных модификаций (в зависимости от конструктивного исполнения и максимального допустимого рабочего давления);

- КП из состава АПСТМ (г.р.№ 16009-97) или контроллеров автоматики (КА) из состава MCA ПС (г.р.№ 18036-98), включающих измерительные преобразователи и вспомогательные устройства, преобразующие стандартные токовые сигналы, а также сигналы от станций катодной защиты в цифровой кодированный вид, производящих необходимые вычисления (в соответствии с требованиями ГОСТ 8.563.1, ГОСТ 8.563.2, а также правилами ПР50.2.019) И осуществляющих выработку сигналов автоматического управления по заданному алгоритму;

- средств передачи информации по линиям связи (устройств сопряжения, модемов, радиопередатчиков и других устройств);

- комплекса программно-технических средств верхнего уровня (КПТС или ПУ) на базе промышленных или офисных компьютеров типа IBM PC, обеспечивающих визуализацию технологических параметров, состояний средств регулирования, ведение протоколов и архивирования данных, конфигурирование и настройку программной части системы, а также считывание и вывод твердых копий отчетов с коммерческой информацией по расходу энергоресурсов.

- переносного терминального устройства (ПТУ) на базе переносного компьютера (типа ноутбук), обеспечивающего считывание из (КП) коммерческой информации по расходу энергоресурсов и других вспомогательных функций, аналогичных функциям ПУ.

В качестве стандартного программного обеспечения используются операционные системы OS/2, QNX, WINDOWS-NT и другие.

В качестве прикладного программного обеспечения используются программные средства, реализующие пользовательские функции на основе принципов SCADA.

Информационная связь между ПУ и КП(КА) осуществляется по выделенным каналам тональной частоты или физическим цепям через устройства сопряжения с линиями связи или радиоканалам по интерфейсам типа RS 232, RS 485, RS 422, токовая петля (ИРПС) и другим со скоростью передачи до 19,2 Кбит/с .

Число технологических параметров, обслуживаемых системой, может варьироваться в широких пределах благодаря использованию различного количества КП или КА различной модификации, отличающихся информационной емкостью, с одинаковыми по техническим и метрологическим характеристикам измерительными модулями. Основное отличие КП от КА -это наличие в КА функций автоматического управления, реализуемых без участия ПУ.

Количество КП или КА, подключаемых к одному ПУ, не более 255 при количестве направлений связи (N) не более 8, количество КП на одном направлении (К) не более 63.

Условное обозначение модификаций АПСТМ-ИС/N/Nj-Ki/... /Nn - Кп, где N -количество направлений связи в системе, Nj - номер направления связи, Кп - количество КП или КА на данном направлении, I, п = 1...N.

Состав измерительных каналов системы

1 Каналы измерения технологических параметров (давление, перепад давления, температура, ток, напряжение, потенциал, расход и др.)

1.1 Измерительные каналы включают:

1.1.1 Первичные измерительные преобразователи давления, перепада давления, температуры, тока, напряжения, потенциала, расхода и др. класса точности 0.15, 0.25 или 0.5, имеющие стандартные токовые выходы, внесенные в Государственный реестр средств измерений РФ;

1.1.2 КП или КА спечивающг , еобразование входных аналоговых сигналов в измеряемый технологический параметр, с основной приведенной погрешностью ±0,1% и состоящие из:

- аналогоцифрового преобразователя с нормирующим устройством на входе,

3 • ■

•

обеспечивающим преобразование стандартного токового сигнала в напряжение и цифровой вид;

- программного модуля вычисления и преобразования измеряемых технологических параметров в цифровой вид;

1.1.3 Канал информационной связи КП(КА)-ПУ или КП(КА)-ПТУ;

1.1.4 ПУ или ПТУ с программным обеспечением, обеспечивающим считывание результатов измерения, параметрирование датчиков и точек учета и визуальное отображение измеряемых параметров.                                                                .. ..--..г

2 Каналы измерения параметров расхода и объема текучих сред

2.1 Измерение и вычисление расхода и объема текучих сред по методике выполнения измерений с помощью сужающих устройств (СУ) по ГОСТ 8.563.2 осуществляет КП или КА. . ’ Измерительные каналы включают:                                                     г.,-..         1

- первичные измерительные преобразователи перепада давления и давления класса точности не ниже. 0.25 и температуры класса точности не ниже 0.5, имеющие стандартные токовые выходы, внесенные в Государственный реестр средств измерений РФ и имеющие класс взрывозащиты не ниже lExdll ВТ4; устройства по 1.1.2, 1.1.3, 1.1.4.                     ,   .

2.2 Измерение и вычисление расхода и объема природного газа в соответствии с г зилами ПР 50.2.019 с использованием турбинных счетчиков осуществляет КП или КА, измерительные каналы включа .

2.2.1 Первичные измерительные преобразователи давления класса точности не ниже. 0.25 и температуры класса точности не ниже 0.5, имеющие стандартные токовые выходы, внесенные в Государственный реестр средств измерений РФ и имеющие класс взрывозащиты не ниже lExdll ВТ4; турбинные счетчики с основной относительной погрешностью не.более—ч- — ±1% в диапазоне расходов от 20 до 100% максимального расхода;

2.2.2 Программный модуль вычисления объемного расхода и объема в соответствии с ПР 50.2.019.                                                                             ■'

2.2.3 КП или КА, обеспечивающие преобразование входных числоимпульсных сигналов в измеряемые технологические параметры с основной относительной погрешностью 2* 100/N % (N - число измеренных импульсов) и состоящие из:

- блока ввода числоимпульсных сигналов, обеспечивающего подсчет._количества импульсов со следующими параметрами: максимальная ч? эта следования - 25 Гц; амплитуда импульсов в диапазоне от 5 до 24 В; выходной ток в диапазоне от 3 до 20мА; минимальная длительность импульсов - 20 мс;                                                        ---------,

- программного модуля вычисления и преобразования измеряемых числоимпульсных си. налов в цифровой вид. , .

2.2.4 Устройства по 1.1.3 и 1.1.4;

2.3 Измерение расхода энергоресурсов (в том числе электроэнергии) с помощью датчиков с числоимпульсными выходами осуществляет КП. Измерительные каналы включают:.

- первичные измерительные преобразователи с числоимпульсными выходами;

- устройства по 2.2.3, 1.1.3 и 1.1.4.

3 Каналы измерения температуры, состоящие из: термометров сопротивления ТСМ50, ТСМ100, ТСП50 или ТСП100; преобразователей термосопро-1 • лений, обеспечивающих Преобразование сопротивления в унифицированный токовый сигнал; устройства по 1.1.2, 1.1.3, 1.1.4.

4 Каналы измерения потенциала катодной защиты

4.1 Каналы измерения включают:

- КП или КА, имеющие блок измерения потенциала СКЗ с нормирующими устройствами на входе, обеспечивающий преобразование потенциала вТдиапазоне от минус 5. дог0 В в.д.. . . цифровой вид;            V                                                                      ..... "    ’ ■ ' •

4.2 Канал информационной связи КП-ПУ;

4.3 ПУ, обеспечивающий визуальное отображение измеряемого потенциала.

5 Каналы цифроаналогового преобразования (ток в диапазоне от О до 20 мА или напряжение в диапазоне ±10 в), предназначенные для реализации функций телерегулирования

5.1 Каналы преобразования включают: ПУ - канал информационной связи ПУ-КП -цифроаналоговый преобразователь в виде специального блока в КП (КА) - линия связи с нагрузкой.

6 Часы реального времени с возможностью измерения интервалов времени, реализованные с помощью аппаратно-программных средств как в ПУ, так и в КП(КА)

Вся информация, принятая по измерительным каналам КП(КА), хранится в них и передается в ПУ по каналам связи в цифровом виде (числа с плавающей запятой в диапазоне от ±1x10’37 до ±3x1038) в сопровождении защитных полиномов, обеспечивающих исключение внесения погрешности и класс достоверности передачи данных 13 по ГОСТ Р МЭК 870-4 при средней частоте искажения одного бита в канале связи с вероятностью Р не более 10'4.

ОСНОВНЫЕ ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

АПСТМ-ИС в составе ПУ, КП или КА выполняют функции текущих телеизмерений (ТТ), интегральных телеизмерений (ТИ), телесигнализации (ТС), телеуправления (ТУ), елерегулирования (ТР), измерения расхода и объема текучих сред на узлах коммерческого учета по ГОСТ 8.563.2, а также измерения расхода и объема газа в соответствии с ПР50.2.019.

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения технологических параметров (давление, перепад давления, температура, ток, напряжение, потенциал, расход и др.) по 1.1 равны ±0.25% при использовании первичных преобразователей класса точности 0.15, ±0.35% при использовании первичных преобразователей класса точности 0.25, ±0.6% при использовании первичных преобразователей класса точности 0.5.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения и вычисления расхода и объема текучих' сред по методике выполнения измерений с помощью сужающих устройств (СУ) по ГОСТ 8.563.2 по 2.1 равны ±0.5% в диапазоне расхода от 30 до 100%.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности измерения и вычисления расхода и объема природного газа в соответствии с правилами ПР 50.2.019 по 2.2 не более ±1.5% в диапазоне расхода от 30 до 100%Qmax, не более ±2.5% в диапазоне расхода от 20 до 30%Qmax, не более ±3.5% в диапазоне расхода от 10 до 20% Qmax.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности преобразования входных ислоимпульсных сигналов КП или КА в измеряемый технологический параметр (расход и др.) по 2.3 равны ± (5+2* 100/N)%, где N-измеренное значение количества импульсов от датчика, 5 - основная относительная погрешность числоимпульсного датчика (%);

П ределы допускаемой основной приведенной погрешности -измерения температуры по 3 равны ±0.5% без учета погрешности термосопротивления.

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности измерения потенциала катодной защиты по 4 равны ±0.5%.

Пределы допускаемой основной приведенной погрешности цифроаналогового преобразования по 5 равны ±0.25%.

Пределы допускаемой дополнительной погрешности от влияния температуры окружающей среды на каждые 10°С не превышают 0.5 от основной нормируемой погрешности для каналов по 1; 2.1; 2.2; 3; 4; 5; 6.

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения системного времени в течение суток не более ± 5с, пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения времени КП (КА) не более - ±5с.

Пределы основной абсолютной погрешности измерения интервалов времени в пределах суток равны ±1с .

АПСТМ-ИС обеспечивает достоверность при обмене информацией между КП (КА) и ПУ

при вероятности трансформации передаваемой информации не более 10'14 ,при вероятности искажения элементарного сигнала на стыке канала передачи данных равной 10"1, при обнаружении ошибок производится повторение цикла обмена информацией (до 5 раз).

Напряжение питания аппаратуры АПСТМ-ИС - однофазная сеть переменного тока напряжением от 187 до 242 В и частотой 50 ± 1Гц.

Резервное питание аппаратуры КП (КА) от источника напряжения постоянного тока 24 В с допустимым отклонением ±10%.

При отказе основных источников питания КП(КА) происходит автоматическое переключение на резервное питание. Время сохранения накопленной информации в КП(КА) после отключения основного и резервного источников питания не менее 60 суток. Глубина ретроспективы в КП(КА) по точкам учета не менее 60 суток.

Масса КП(КА) не более 150 кг.

Масса ПУ не более 30 кг.

Потребляемая мощность КП (КА) не более 80 Вт.

Потребляемая мощность ПУ не более 1 кВт.

Наработка на отказ одного канала для каждой функции АПСТМ-ИС не менее- 18000 ч.

Полный срок службы не менее 12 лет.

Знак утверждения типа

Знак утверждения типа наносится на титульные листы эксплуатационной документации в правом верхнем углу.

Комплектность

КП (КА) различных модификаций, измерительные приборы и преобразователи, входящие в состав измерительных каналов системы, в соответствии с конкретной ее реализацией на объекте, комплекс аппаратно-программных средств верхнего уровня (ПУ), комплекты ЗИП и принадлежностей, сервисные средства и следующая документация:

Поверка

Поверка АПСТМ-ИС проводится в соответствии с документом «Методика поверки измерительных каналов», приведенным в части II Руководства по эксплуатации ДАКЖ.421437.005 РЭ и утвержденным руководителем ГЦИ СИ Нижегородского ЦСМ.

Межповерочный интервал - 1 год.

Перечень основного оборудования, необходимого для поверки:

1 Прибор для поверки вольтметров Bl-13 ХВ2.085.008 ТУ;

2 Генератор импульсов точной амплитуды Г5-75 ЕХЗ.269.002 ТО;

3 Частотомер 43-54 ЕЯ2.721039 ТУ;

4 Секундомер СДСпр-1 ТУ 25-1810.0021-90;

5 Образцовый грузопоршневой манометр МП-60, 4-151.00.00.000.ПС;

6 Задатчик давления «Воздух-6.3», 406.222.003 ПС;

7 Задатчик давления «Воздух-2.5», ТУ 50.552.86;

8 Магазин сопротивления Р327;

9 Вольтметр универсальный цифровой В7-34.

Допускается использование других приборов с метрологическими характеристиками не хуже, чем у приведенных.

Нормативные документы

ГОСТ 12 997 ИЗДЕЛИЯ ГСП. Общие технические условия.

ГОСТР МЭК 870-2-1 УСТРОЙСТВА И СИСТЕМЫ ТЕЛЕМЕХАНИКИ.

Часть 2. Условия эксплуатации.

ГОСТР МЭК 870-4 УСТРОЙСТВА И СИСТЕМЫ ТЕЛЕМЕХАНИКИ.

Часть 4. Технические требования.

ГОСТ 26.205. Комплексы и устройства телемеханики. Общие технические условия.

ГОСТ 8.563.2 ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств.

ПР 50.2.019 Количество природного газа. Методика выполнения измерений при помощи турбинных и ротационных счетчиков.

ПР 50.2.009 Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений.

ГОСТ 2939 Газы. Условия для определения объема.

ДАКЖ.424332.002 ТУ    Аппаратно-программные средства телемеханики для учета и

управления энергоресурсами. Технические условия.

ДАКЖ.421417.005 ТУ Системы телемеханики и автоматики для учета и управления энергоресурсами. Технические условия.

МИ 2438 ГСИ Системы измерительные. Метрологическое обеспечение. Основные положения.

МИ 2439 ГСИ. Метрологические характеристики измерительных систем. Номенклатура. Принципы регламентации,.определения и контроля.

МИ 2440 ГСИ. Методы экспериментального определения и контроля характеристик погрешности измерительных каналов измерительных систем и измерительных комплексов.

МИ 2441 ГСИ Испытания для целей утверждения типа измерительных систем. Общие требования.

Заключение

Системы телемеханики и автоматики для учета и управления энергоресурсами соответствуют требованиям распространяющейся на них нормативной документации.