Система представляет собой измерительную систему, состоящую из совокупности измерительных, связующих и комплексных (вычислительных) компонентов, функционирующих автоматически в режиме реального времени с передачей информации по проводным линиям связи и радиоканалам через сети Ethernet.

Система включают в себя следующие компоненты:

• - измерительные компоненты - пять измерительных систем нижнего уровня (ИС НУ), перечисленных в таблице 1, осуществляющих измерения количеств и параметров энергоресурсов на объектах, формирование и хранение архивов измерительной информации;

• - связующие компоненты, предназначенные для передачи в цифровом виде измерительной информации от измерительных компонентов (серверов опроса и промежуточного хранения данных) в комплексный (вычислительный) компонент системы по каналам связи (Ethernet, GSM/GPRS);

• - комплексный (вычислительный) компонент системы, представляющий собой программноаналитический комплекс, состоящий из серверного оборудования, автоматизированных рабочих мест (АРМ) и специального программного обеспечения, который обеспечивает регистрацию и контроль данных, полученных от измерительных компонентов, их аналитическую и алгоритмическую обработку, завершающую последовательность операций, предусмотренных методикой измерений.

Таблица 1.

Единое время на всех уровнях системы обеспечивается программно-техническими средствами приема, измерений и коррекции времени.

В соответствии с классификацией ГОСТ Р 8.596-2002 система относятся к ИС-2.

Связующие компоненты системы образованы линейно-кабельными сооружениями и сетевыми компонентами вычислительных сетей, с использованием магистральных оптоволоконных каналов связи и линий передачи данных типа «последней мили», выполненных по проводной (оптоволоконные или медные) или радиоэфирной (радиоканалы GSM, GPRS) технологии. На уровне каналообразующего оборудования используется трехуровневая защита от несанкционированного доступа: МАС- адрес УСПД, IP- адрес УСПД, сетевой протокол нижнего уровня (типа SNMP). Организованные каналы передачи данных используются в составе услуг связи, предоставляемых ООО «Московская телекоммуникационная корпорация» (ООО «КОМКОР»).

Комплексный (вычислительный) компонент системы образован программно-аналитическим комплексом, состоящим из серверного оборудования, АРМ и других программно-технических средств, на котором размещено общесистемное и специальное программное обеспечение, реализующее алгоритмы обработки данных, поступающих с приборов учета, в соответствии с аттестованной методикой измерений¹ и формирование итоговых результатов потребления энергоресурсов по каждому объекту автоматизации. В программно-аналитическом комплексе реализована технология защиты данных с использованием виртуальных программных средств (Firewall).

Перечень измерительных компонентов, размещенных на объектах (первичные измерительные системы, ПИС), и основных программно-технических средств, используемых в системе, указан в Таблице 2.

Таблица 2.

В системе реализованы следующие типы измерительных каналов (ИК) для сетей горячего водоснабжения (ГВС) и центрального отопления (ЦО) объектов автоматизации:

= ИК тепловой энергии в теплообменных контурах ЦО и ГВС;

= ИК объема и массы теплоносителя, горячей и холодной воды, протекшей в трубопроводах контуров тепловодоснабжения;

= ИК объемного расхода воды в трубопроводах контуров тепловодоснабжения;

= ИК температуры воды в трубопроводах контуров тепловодоснабжения;

— ИК давления воды в трубопроводах контуров тепловодоснабжения;

= ИК текущего времени.

Принцип работы системы заключается в автоматическом сборе (с использованием УСПД и серверов опроса) цифровых сигналов измерительной информации, поступающей от локальных измерительных систем (многоканальных теплосчетчиков), ее передаче на серверы промежуточного хранения и регистрации, с которых вся измерительная информация (в немодифицированном виде) передается через каналы связи в программно-аналитический комплекс обработки данных (ПАКОД). В ПАКОД осуществляется анализ и контроль полученной информации, ее алгоритмическая обработка по аттестованной методике измерений и формирование итоговых результатов и сведений, завершающих процесс измерений.

В системе организован сбор данных диагностики и контроля состояния первичных преобразователей приборов учета и данных состояния инженерных систем и сетей теплоснабжения, расположенных в границах объекта автоматизации. Для обеспечения формирования измерительной информации и архивов в едином времени в системе осуществляется автоматическая синхронизация времени по управляющим сигналам, получаемым с сервера СОЕВ.

Для контроля функционирования системы и визуального отображения измеряемых параметров, сформированных архивов, журналов событий, данных диагностики и служебной информации используются АРМ, которые подключаются к серверному оборудованию.

В системе предусмотрена также возможность ручного съема данных (архивов теплосчетчиков) непосредственно с приборов учета и их ввод в ПАКОД.

Система обеспечивает на всех компонентах (на физическом и программном уровне) необходимую защиту оборудования и данных от несанкционированного доступа, для чего используются современные технологии в области мониторинга каналов передачи данных, аудита безопасного доступа к ресурсам системы, включая непрерывный контроль состояния мест размещения оборудования на объектах автоматизации (пломбирование, контроль и фиксация доступа).

Основные характеристики системы определяются характеристиками используемых измерительных компонентов (многоканальных теплосчетчиков, таблица 2) и, в совокупности, соответствуют следующим значениям:

Диапазон измерения расхода теплоносителя, м³/ч, т/ч..........................от 0,02 до 1000000;

Диапазон измерения температур теплоносителя, °C...................................от 0 до 180;

Рабочее давление, не более, МПа..........................................................1,6 (по заказу 2,5);

Диапазон измерения разности температур теплоносителя, °C...................от 1 до 180;

Диапазоны показаний сумматоров вычислителя:

• - тепловой энергии, Гкал (ГДж)............................................................от 0 до 999999999;

• - массы воды, т.........................................................................................от 0 до 999999999;

• - объема воды, м³/ч..................................................................................от 0 до 999999999.

Измерительные каналы количества теплоты соответствуют классам В и С по ГОСТ Р 51649. Пределы допускаемой относительной погрешности, %:

• - для класса В............................................................................±(3+4-Atmin/ At+0,02 Qmax/Q);

• - для класса С.............................................................................±(2+4-Atmin/ At+0,01-Qmax/Q;

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении объемного (массового) расхода, объема (массы) теплоносителя:

• - для приборов класса В, %:

• - в диапазоне 0,04Qmax < Q < Qmax ....................................................... ±2;

• - в диапазоне Qmin < Q < 0.04-Qmax............................................±(2+0,02-Qmax/Q);

• - для приборов класса С, %:

• - в диапазоне 0,04-Qmax <Q <Qmax...............................................................±1,0;

- в диапазоне Qmin < Q < 0,04-Qmax............................................±(1+0,01-Qmax /Q).

Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерения температуры, °C при комплектации термопреобразователями сопротивления:

• - класса А по ГОСТ Р 8.625 ........................................................................±(0,35+0,0034);

• - класса В по ГОСТ Р 8.625 .......................................................................±(0,6+0,0044).

Пределы допускаемой относительной погрешности измерения давления, %, ±2,0. Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении времени, %.......±0,1.

• - температура окружающей среды, °C..........................................................от +5 до +50;

• - относительная влажность, %,...........не более 80 при t=35 °C, без конденсации влаги.

Электропитание от сети переменного тока:

• - напряжение, В..............................................................................................от 187 до 242.

• - частота, Гц......................................................................................................от 49 до 51.

Потребляемая мощность.....................................................в соответствии с НД на компоненты.

Срок службы, лет......

Наработка на отказ, ч