Параметры линейки промышленных компьютеров Rokcwell Automation 13 глава

Информационно-вычислительные возможности теплосчетчиков определяются параметрами ТВ. Основные характеристики некоторых распространенных тепловычислителей СПТ-961, ТЭКОН-10, ТВМ, MT200DS с вариантами комплектации расходомерами приведены в таблице П.9.3 прил. 9. Метрологические характеристики всех контроллеров достаточно высоки и находятся приблизительно на одном уровне: основная относительная погрешность расчета количества тепловой энергии для всех контроллеров – около 0,2%. Максимальное количество датчиков, максимальная длина линии связи и максимальное количество контролируемых трубопроводов определяют локальную конфигурацию узла учета. Для больших, пространственно разнесенных АСКУЭ это – основной показатель решения задачи количества трубопроводов, замкнутых на один ТВ.

Контролируемые энергоносители определяют широту охвата учитываемых АСКУЭ энергоресурсов. Наиболее удачный путь – применение универсальных приборов (например, СПТ, ТЭКОН-10) либо приборов одной серии (например, СПТ). Возможен вариант объединения контроллеров различных типов на уровне информационной сети, однако при этом возникают сложности: отсутствие унификации приборов, работа программы верхнего уровня с несколькими драйверами (возможно, даже не от производителей оборудования). Это может усложнить обслуживание АСКУЭ.

Архивируемые параметры и глубина архивов определяют устойчивость системы к сбоям в работе программы верхнего уровня (пропадание электропитания, воздействие вирусов и т.д.) и способствуют урегулированию спорных вопросов. Целесообразно выбирать приборы с глубиной почасового архива не менее 45 суток (1080 часов). Иногда полезным дополнением для анализа расхода энергоресурсов является архив экстремумов, реализованный в контроллере ТЭКОН-10.

Способ защиты информации для различных типов контроллеров различен (пломбирование, пароли, электронный ключ, память по номенклатуре и времени изменяемых параметров, в том числе в различных комбинациях), но каждый из них позволяет обеспечить уверенную защиту от несанкционированного доступа к коммерческой информации и настройке контроллера.

10.4. Сбор и передача измерительной информации

Варианты считывания информации являются основной характеристикой сервисных возможностей теплосчетчиков. Именно ими определяется построение глобальной сети учета энергоресурсов.

Исходя из имеющейся оснащенности счетчиков электронными устройствами можно выделить следующие системы:

− счетчики без возможности переноса данных;

− счетчики с переносом данных посредством накопительных пультов;

− счетчики с импульсным выходом и радиопереносом данных;

− счетчики с информационным выходом через последовательные интерфейсы;

− счетчики с информационным выходом и радиопереносом данных.

В счетчике без переноса данных единственно возможным способом сбора данных является визуальный съем состояния счетных устройств непосредственно на измерителе. Далее можно использовать мобильный или сетевой терминал, который позволяет после снятия показаний счетчиков записанные данные перенести по локальной сети в компьютер для дальнейшей обработки. Другой вариант – накопительный пульт, представляющий собой переносной прибор для считывания архивов из памяти счетчика. При отсутствии полной автоматизации съема информации, что чревато субъективными ошибками оператора, такой терминал имеет ряд достоинств: простота и универсальность; возможность снятия показаний любого счетчика; отсутствие коммуникационного модуля.

Счетчик с импульсным выходом и радиопереносом данных подключается к радиомодулю, который подсчитывает импульсы, поступающие из измерителя, и по радиоканалу передает состояние счетчика вместе с идентификационным номером точки или группы учета. Сбор данных осуществляется УСПД, подключенным к терминалу или ПК.

Стационарное или мобильное УСПД способно принимать данные из радиомодулей на основании передачи одного вызова для всех радиомодулей на расстояние до 300 м.

Преимущества системы: возможность подключения к любому счетчику с импульсным выходом; простая установка; Недостатки: возможность потери данных при мобильном съеме информации из-за особенностей импульсных систем; для коммерческих целей нужен договор между продавцом и покупателем.

Счетчики с цифровым выходом и серийным интерфейсом (RS485, ИРПС, RS232 или M-Bus) экономически рентабельны для мест, где находится много измерителей, которые можно подключить к общей информационной шине. Счетчики должны быть оснащены интерфейсом. Совместная сборная шина для всех счетчиков замыкается на ПК или терминал, сопряженный с ПК. Этот тип коммуникации подходит для целей сбора данных и наблюдения за сетью в реальном времени. Основным преимуществом такой системы является невозможность оказывать влияние на переносимые данные. Съем информации с помощью переносного регистратора информации или терминала позволяет считывать архивы с контроллера при отсутствии возможности использования сети.

В качестве примера на рис. 10.5 показан вариант объединения в сеть тепловычислителей ВКТ-4М.

 

Р и с. 10.5. Организация сети тепловычислителей ВКТ-4М

В сеть можно объединять до 256 приборов при дальности до 1,2 км. При этом каждому вычислителю присваивается индивидуальный сетевой номер. Для повышения нагрузочной способности интерфейса RS232 компьютера и увеличения дальности связи используются преобразователи интерфейсов RS232/RS485 (конверторы) серии I–7000. Гальваническая развязка между компьютером и вычислителями обеспечивается непосредственно конверторами. С целью уменьшения влияния внешних источников мощных электромагнитных помех (электродвигателей, электросварки и т.п.) монтаж сети проводится витой парой.

Счетчики и УСПД с информационным выходом и радиопереносом данных оснащены интеллектуальными интерфейсами, к которым подключается радиомодуль, способный снимать информацию с идентификационным номером прямо из отсчетного устройства счетчика. Для радиопереноса данных используется свободно допустимая частотная полоса (Европейский стандарт f =434 MГц). Достоинствами такой системы являются абсолютный отсчет состояния счетчика; 100%-ное совпадение между переносимыми данными и данными счетчика; большой качественный и количественный объем собираемой информации; возможность применения многовходовых интерфейсов (например, MiniPad) для обслуживания нескольких счетчиков. Недостатки систем с информационным выходом: возможность работы только с интеллектуальными датчиками и счетчиками с цифровым выходом; необходимость кабельного (проводного) соединения измерителя с интерфейсом, который установлен на стене шахты или на стене здания.

При выборе типов измерительной аппаратуры следует исходить из структуры системы теплоснабжения, наличия и состава сетевого оборудования, а также целесообразности той или иной точности измерения, напрямую влияющей на стоимость оборудования и АСКУЭ в целом.

11. ПРИБОРЫ УЧЕТА РАСХОДА ГАЗА

11.1. Назначение и состав приборов
учета расхода газа

Существующие устройства учета расхода и количества газа можно классифицировать в соответствии с рис. 11.1 [18, 69, 70, 159, 169].

Классификация не является полной, поскольку, кроме перечисленных, реализуются и другие методы измерения расхода – корреляционные, поляризационные, по отклонению струи и т.д., пока не получившие широкого применения. Традиционно счетчиками газа считаются измерители расхода газа с регистрирующими устройствами. Это связано с тем, что раньше коммерческий учет осуществлялся путем измерения объема газа сужающими устройствами, турбинными и ротационными расходомерами с механическими и электромеханическими счетными устройствами. Измерение давления осуществлялось самопишущими манометрами, температуры – самопишущими термометрами. Усреднение показаний измерений давлений и температур осуществлялось каждые сутки – планиметрированием, а объем газа, прошедший за истекшие сутки, вычислялся вручную.

Основная погрешность измерения объема турбинными и ротационными счетчиками равна ±1,5%, измерения давления – ±1,0%, температуры – ±1,5%, погрешность планиметрирования – ±2,0%. Суммарная погрешность измерения температуры, давления и количества газа и приведения результатов к нормальным условиям по вышеприведенному алгоритму, как правило, значительно превышает 2,5%, которых требуют правила учета газа.

С 1996 г. в РФ активно развиваются и другие методы и устройства измерения расхода газа: ультразвуковые, электромагнитные, вихревые, оптические и т.д. Точность измерения повышается путем использования корректоров объема газа. Собранные в единый функциональный комплекс корректор, расходомер, датчики давления и температуры получили название измерительных комплексов (узлов) учета газа (УКУГ). Некоторые образцы изделий представлены на рис. 11.2.

Р и с. 11.1. Классификация измерителей расхода газа

а б в

Р и с. 11.2. Оборудование для измерения расхода газа:
а – бытовой газовый счетчик G4; б –корректор ВКГ-2; в – измерительный комплекс
с турбинным расходомером СГ-16М и корректором ЕК-260

Корректор объема газа – вычислитель, представляющий собой микропроцессорное устройство, к которому подключаются объемный счетчик газа, датчики давления и температуры. Корректор осуществляет приведение рабочего объема к нормальным (стандартным) условиям (t =293,15 К=20 ºC, р = 0,1013 МПа =760 мм рт. ст.). Вычислитель может быть совмещен со счетчиком в одном корпусе или выполняться в качестве отдельного устройства, который и получил название корректора.

Различают коррекцию газа только по температуре, коррекцию по температуре и давлению, по температуре, давлению и сжимаемости – PTZ, а также одно– и многоканальную. Коррекция по температуре допускается, если давление в месте установки счетчика газа не превышает 4 кПа. В этом случае колебания давления не превышают 15 мбар и оно принимается как постоянная величина, а погрешность измерения находится в рамках 1,5%.

Суть коррекции погрешности расчета объема газа в стандартных условиях заключается во вводе поправки на температуру газа в зоне счетчика с погрешностью не более (0,5-1) °С в реальном масштабе времени или в течение времени, пока температура газа не изменилась более чем на 0,5 °С. Коррекция по давлению и сжимаемости производится на основе текущих показаний датчиков абсолютного и разностного давления, известных параметров сжимаемости газа. Одноканальные корректоры работают только с одним счетчиком газа, одним датчиком давления и одним термометром. Многоканальные корректоры могут поддерживать от двух до десяти расходомеров. Если на одном объекте установлено несколько счетчиков газа, то многоканальный корректор позволяет сократить стоимость средств измерений в несколько раз. Эффективность корректоров тем выше, чем с большей номенклатурой датчиков давления и температуры они сертифицированы. Схема подключения измерительной аппаратуры к трубопроводу на примере корректора РГ-К показана на рис. 11.3.

 

Р и с. 11.3. Схема подключения измерительной аппаратуры
к газопроводу

Реализуются два подхода к оснащению узлов учета газа корректорами объема газа. Первый подход состоит в том, что узел учета газа комплектуется приборами от разных производителей. Недостаток подхода заключается в том, что межповерочные интервалы счетчика, корректора, датчиков температуры и давления могут не совпадать, т.е. такой измерительный комплекс или его отдельные части необходимо достаточно часто поверять. Преимущества – меньшая конечная стоимость комплекса. Второй подход состоит в установке на УКУГ измерительного комплекса как законченного заводского изделия, как правило, с одинаковыми межповерочными интервалами комплектующих. Такой принцип комплектования выгоден в случае полного отсутствия ранее установленных датчиков и расходомеров.

К узлам учета газа предъявляются требования, в основном соответствующие требованиям к теплосчетчикам, а также специфические, связанные с особенностями транспортировки и потребления газа. Это – обеспечение заданной точности и пропускной способности, малая инерционность при переменных нагрузках, низкая потеря давления на счетчике, возможность дистанционной передачи показаний, приведения рабочего объема к нормальным условиям, простота и удобство монтажа.

Счетчики газа по диапазонам расходов и назначению подразделяются на бытовые, коммунальные и промышленные. Требования к классу точности приборов учета определяются, в первую очередь, расходом газа: чем больше расход газа, тем выше класс точности. Например, на участках высокого и среднего давления сети ГРО (от 12 бар до 0,05 бар) рекомендуемый диапазон погрешности измерения находится в пределах 0,2-0,5% (приборы фирм Schlumberger, Elster, Dresser, Fisher-Rosemount). Для участков низкого давления устанавливается величина 1,5...3% (например, бытовые счетчики G1/.../6 производства ряда отечественных и зарубежных компаний).

Точность учета количества газа зависит от параметров первичного преобразователя расхода газа. ПИП должны отвечать требованиям по точности измерений, диапазону рабочих температур и давлений, по межповерочному интервалу, по стоимости монтажных и эксплутационных работ и по целому ряду других. Счетчики газа на основе мембранных (диафрагменных) расходомеров работают в диапазонах 0,006...4 м³/ч (бытовые), 0,016...40 м³/ч (коммунальные), 0,4...160 м³/ч (промышленные). Погрешность измерений мембранных счетчиков составляет 3% в диапазоне от C_min до 0,1 C_nom и 1,5% в диапазоне от 0,1 C_nom до C_max. В диапазоне расходов 100...25000 м³/ч при давлении до 10 МПа обычно используют турбинные счетчики газа. Диапазон измерений этих счетчиков – 1:10, 1:20. Достоинства – высокая точность (1,5% в диапазоне 1:5), надежность и простота эксплуатации. Метрологические характеристики ротационных счетчиков не зависят от характера газового потока (его прямолинейности и однородности). Диапазон расходов – до 1:100. Погрешность измерений не превышает 1% в диапазоне расходов от 0,1 C_max до C_max и 2% в диапазоне от C_min до 0,1 C_max.

Для измерений больших расходов газа (свыше 2500 м³/ч) в основном применяют измерители на сужающих устройствах. Точность этого способа измерений зависит в основном от точности и надежности работы датчиков перепада давления. Пределы допускаемой относительной погрешности ультразвуковых счетчиков не превышают ±1,0% в диапазоне расходов от C_max до C_nom и ±2,0% в диапазоне расходов от C_nom до C_max при рабочем давлении газа не более 1600 кПа. Диапазон расходов – 0,1...1600 м³/ч, диапазоны измерений – 1:160; 1:250. Погрешность измерения вихревых расходомеров составляет 1,5% от текущего значения измеряемого расхода в диапазоне от C_min / C_max = 7/50...12000/54000 м³/ч при диаметрах трубопровода от 15 до 400 мм.

Имеются разработки интеллектуальных расходомеров, не требующих коррекции объема газа. Например, массовый расходомер 3095 MV фирмы Fisher-Rosemount вычисляет расход различных физических сред по соответствующим алгоритмам, включая уравнения по стандартам AGA, ASME и ISO. Это позволяет использовать один тип прибора на всех трубопроводах объекта. Прибор соединяет в себе датчики перепада давления, статического давления и температуры. Расходомер может подключаться к локальной сети нижнего уровня по протоколам HART и ModBase.

Развитые коммуникационные возможности приборов третьего и последующих поколений и возможности программного обеспечения позволяют с минимальными затратами создавать информационные системы диспетчерского контроля с использованием интерфейсов RS-485, RJ -45, USB и т.д., преобразователей интерфейсов, модемов, локальных, корпоративных и глобальных сетей. Кроме того, многие счетчики могут применяться в системе контроля оплаты потребленного газа. В частности, приборы GALLUS 2000 в системах предоплаты TALEXUS автоматически снимают показания счетчиков и прекращают подачу газа при отсутствии оплаты. При этом отпадает необходимость выставления счетов потребителям газа и появляется возможность организации многотарифного учета. Вариант построения системы учета и управления газоснабжением показан на рис. 11.4.

 

Р и с. 11.4. Структура системы учета и управления газоснабжением
по показателям платы за потребляемый газ

11.2. Корректоры объема газа

В настоящее время применяется довольно много корректоров объема газа. Наиболее известные производители: «Динфо», г. Москва (корректоры ВТД, СТД); «Логика», г. Санкт-Петербург (СПГ-741, СПГ-761, СПГ-762, СПГ-763); «Теплоком», г. Санкт-Петербург (ВКГ-2); «Крейт», г. Екатеринбург (ТЭКОН-17); «Глобус», г. Белгород (Ирга-2); «Промприбор», Калуга (ТМК-Н, ЕК-260); Schlumberger Rombach GmbH, Германия, Франция, Великобритания (SEVG, Union); Elster, Германия (ЕК-260, ТС-90), Bristol Babcock, США, Европа (ряд приборов ControWave Automation) [162-165, 169, 172, 173]. Из измерительных комплексов объема газа, поставляемых в заводской готовности, наиболее известными являются СГ-ЭКВ с корректором EK-88/K; СГ-ЭКВз-Т(Р) с корректором ЕК-260, TZ/FLUXI c корректором SEVG, ГСК-2 с корректором ВКГ-2 и ТРСГ с корректором Ирга-2.

Обобщенная структурная схема корректора в составе УКУГ показана на рис. 11.5.

 

Р и с. 11.5. Обобщенная структурная схема измерительного комплекса

На входы вычислителя подаются измерительные сигналы от аналоговых, дискретно-импульсных и цифровых (в параллельном или последовательном коде) датчиков рабочих параметров газа в каждом трубопроводе. Коммутатор по командам управления из контроллера подает в последний информацию для обработки в соответствии с выбранным алгоритмом. Настройка, калибровка, конфигурация и управление контроллером осуществляются с клавиатуры корректора или дистанционно через каналы связи с внешними устройствами (ПЛК, ПК). Текущая информация отображается на дисплее и передается на верхние уровни АСКУЭ. Конкретные образцы корректоров различаются количеством обслуживаемых каналов, числом и номенклатурой ИП, алгоритмами сбора и обработки измерительной информации, входными и выходными интерфейсами и т.д.

Ниже приведены характеристики некоторых распространенных корректоров и вычислителей.

Корректор объема EK-88/K в составе комплекса СГ-ЭК обеспечивает:

− автоматическое измерение приведенного и рабочего объемов газа, абсолютного давления, температуры, введение поправок на состав и удельную теплоту сгорания газа, относительную плотность;

− диагностику работоспособности функциональных блоков комплекса;

− регистрацию основных измеренных параметров: рабочий и стандартный объем, давление, температуру с фиксацией даты измерения;

− сигнализацию о выходе измеряемого параметра за допустимые пределы, несанкционированном вмешательстве в работу комплекса СГ-ЭК.

Принцип действия EK-88/K основан на вычислении приведенного к стандартным условиям объемного расхода C_Vc и объема V_c прошедшего газа с учетом коэффициента его сжимаемости по формулам:

а) для стандартного объема в м³

, (11.1)

где P _c, T _c–давление и температура при стандартных условиях;
V _p, P _p, T _p – объем, давление и температура при рабочих условиях;
К – коэффициент сжимаемости газа;

б) для стандартного объемного расхода в м³/ч

, (11.2)

где ∆ Т – промежуток времени измерения стандартного объема,
∆ V _C – объем прошедшего газа.

Основная относительная погрешность при измерении приведенного к стандартным условиям объема газа V _cопределяется расчетным путем по формуле

, (11.3)

где δ_c – внесенная в паспорт погрешность счетчика газа при рабочих условиях; δ_к – внесенная в паспорт погрешность корректора EK-88/K совместно с датчиками давления и температуры; а = 1,1 – коэффициент запаса (при доверительной вероятности 0,95).

Предельное значение относительной погрешности измерения объема газа: δ_v £ ±1,5% в диапазоне расходов от 20 до 100% C _max; δ_v £±2,5% в диапазоне расходов от 10 до 20% C _max; δ_v £ ±4,5% в диапазоне расходов от 5 до 10% C _max. Рабочие диапазоны измерения абсолютного давления выбираются из стандартного или расширенного ряда, от 0,08 до 0,75 МПа. Погрешность измерения давления составляет 0,2% от измеренного значения. Связь комплекса СГ-ЭК с системами высшего уровня осуществляется через стандартный интерфейс RS232.

Отличительные особенности корректора ЕК-260:

− вычисление коэффициента сжимаемости и фактора сжимаемости газа;

− архивирование значений характера потребления (рабочего и стандартного объема газа, средних значений давления и температуры, фактора сжимаемости и коэффициента сжимаемости газа) за последние 9 месяцев;

− просмотр полного архива и всех журналов на цифробуквенном жидкокристаллическом 2´16 дисплее;

− автономное питание от двух элементов питания;

− установка во взрывоопасной зоне;

− журнал событий на 250 записей, журнал изменений на 200 записей;

− межповерочный интервал 5 лет;

− оптический интерфейс.

Вычислитель ВКГ-2 в составе измерительных комплексов природного газа позволяет вести учет в полном объеме по трем газопроводам. Метрологические параметры вычислителя приведены в табл. 11.1.

Алгоритмы вычисления значений расхода и объема, приведенных к стандартным условиям для диапазонов изменения параметров газа: абсолютное давление от 0…10 МПа; температура (-33…+85) °С; плотность в стандартных условиях 0,55… 0,9 кг/м³; суммарное содержание азота и диоксида углерода – не более 0,15 мол. долей. Вычислитель содержит 3 канала измерения температуры; 8 каналов измерения тока и 3 канала измерения частоты. К нему подключаются расходомеры (до трех на одном трубопроводе) переменного перепада на основе стандартных диафрагм, преобразователи расхода любого принципа действия, имеющие сигнал постоянного тока в диапазонах 0(4) – 5(20) мА, датчики объемного расхода и объема с импульсными сигналами (до 1000 Гц).

Вычислитель обеспечивает измерение, вычисление и регистрацию на индикаторе и внешних устройствах: текущих, среднечасовых и среднесуточных значений расхода в рабочих и стандартных условиях; итоговых (суммарных) значений объема в рабочих и стандартных условиях; текущих, среднечасовых и среднесуточных значений давления, перепада давления и температуры; диагностику нарушений назначенных диапазонов изменения параметров газа и изменения алгоритма измерений по заданным условиям; времени работы и действия диагностируемых ситуаций; ведение календаря. Глубина архива средних параметров составляет 60 суток. Итоговые значения объема и настроечная база данных энергонезависимы и сохраняются неограниченное время. Архивная информация по интерфейсам RS232, RS485 и Centronics может быть представлена на внешние устройства: принтер, модем, накопительный пульт, компьютер. Настройка вычислителя (ввод базы данных) осуществляется пользователем с клавиатуры прибора или с помощью ПК.

Корректор объема газа ТС210 предназначен для приведения рабочего объёма газа, прошедшего через счётчик, к стандартным условиям путём вычисления коэффициента коррекции с использованием измеренного значения температуры газа и подстановочных значений давления и коэффициента сжимаемости газа. Осуществляет программирование и считывание информации с помощью оптического порта. Формирует архив по рабочему и стандартному объему, давлению, температуре газа, коэффициенту коррекции за последние 23 дня при измерительном периоде 60 минут. Запись значений в архив происходит по истечении измерительного периода, а также в случае возникновения нештатной ситуации. Передает значения объёмов газа в виде импульсов и/или передачи сообщений об ошибках при программировании двух цифровых выходов. Обеспечивает просмотр на дисплее текущих измеряемых и рассчитываемых параметров, данных архива.

Таблица 11.1

Метрологические характеристики ВКГ-2

Регистрируемый параметр	Преобразуемый или вычисляемый параметр	Пределы допускаемых значений погрешности	Примечание
Температура	Сопротивление	± 0,1 °С; ± 0,15 °С*	Абсолютная погрешность
Давление, перепад давления, рабочий расход	Ток (0–5) мА	± 0,15 %; ±0,2 %**	Приведенная погрешность
Ток (4–20) или (0–20) мА	± 0,1 %; ±0,15 %**
Рабочий расход	Частота импульсов или стандартный расход по перепаду давления	± 0,05 %	Относительная погрешность
Стандартный расход	Рабочий расход или перепад давления	± 0,05 %
Рабочий объем	Число импульсов	± 0,01 %
Рабочий расход	± 0,02 %
Стандартный объем	Рабочий объем по числу импульсов	± 0,05 %
Стандартный расход	± 0,02 %
Время	-	± 0,01 %
* Номинальное сопротивление термопреобразователя 50 Ом. ** Квадратичная функция преобразования тока от перепада давления.

Применение в новых приборах мощных по производительности и быстродействию микропроцессоров позволяет реализовать алгоритмы учета расхода природного газа по вводимому полному компонентному составу, определяемому проточными хроматографами. Такие приборы не только обладают высокой точностью определения расхода природного газа (до 0,1%), но и могут вычислить его теплотворную способность расчетным путем. В качестве проточного хроматографа, определяющего в автоматизированном режиме полный компонентный состав природного газа, в промышленных системах коммерческого учета используются газовые хроматографы (ГХ). Наиболее распространены ГХ 6801-EPI-EN1 (Хьюстон-Атлас, США), 2920 (EG&G CHANDLER), которые производят расширенный анализ компонентного состава газа менее чем за четыре минуты. Другой принцип измерения применяет газодинамический масс-спектрометр для определения состава сложной газовой смеси на основе использования зависимости пропускной способности каналов от молекулярной массы отдельных газовых компонент. Реализация идеи стала доступной благодаря появлению прецизионных приборов измерения давления с воспроизводимостью до 0,05% [147].

Универсальные вычислители ВКГ-2, ВТД, УВП-280Б и др. применяются для обработки информации, собранной с ИП-систем учета газа, тепла, горячего и холодного водоснабжения, электричества. Например, вычислитель расхода УВП-280Б с вынесенным блоком преобразований ПИК-УВП может устанавливаться на расстоянии до 1,5 км от измерительных приборов расхода и количества воды, пара, тепла и природного газа. Возможно расширение конфигурации до 4-х ПИК-УВП. В качестве преобразователей расхода могут использоваться сужающие устройства, напорные трубки, датчики с частотным, числоимпульсным и токовым выходными сигналами. В архивах накапливаются среднечасовые и суточные значения параметров расхода, количества, перепада давления, давления и температуры измеряемой среды, значения тепловой мощности и энергии по каждому трубопроводу. Глубина архива суточных значений – не менее 50 суток для 8 трубопроводов, архива среднечасовых значений – от 10 до 50 суток (в зависимости от количества трубопроводов). Также в архиве хранятся характеристики последних 50 нештатных ситуаций.

Вычислитель имеет следующие порты связи.

1. RS-232/RS-485 предназначен для связи ПК с выходом на локальную сеть и работы и SCADA-систему.

2. Инфракрасный порт – для программирования вычислителя и считывания архивов с ПК.

3. Модем (протокол V.21/V.23) – для подключения радиостанции, физической или выделенной телефонной линии связи и работы в SCADA-системах.

⇐ Предыдущая10111213141516171819Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: