Тэкон 20 к руководство по эксплуатации скачать

ИНЖЕНЕРНО-ВНЕДРЕНЧЕСКОЕ ПРЕДПРИЯТИЕ

«КРЕЙТ»

УТВЕРЖДАЮ:

(в части раздела «Поверка»)

УТВЕРЖДАЮ:

Директор ООО «Инженерно-внедренческое пре дприятие КРЕЙТ»

Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К
Руководство по эксплуатации (с изменением №1) Лист утверждения
Т10.00.93 РЭ-ЛУ

Главный конструктор

ООО «Инженерно-внедренческое предприятие КРЕЙТ»

_____        _____П.Г. Жарков

» < »            2017 г.

» $0 ”    03    2017 г.

Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К

Руководство по эксплуатации

Т10.00.93 РЭ

Екатеринбург 2017

Редакция 06.01 от 09.01.17 © ООО КРЕЙТ 2017 г.

СОДЕРЖАНИЕ

• 1 ОПИСАНИЕ И РАБОТА

  • 1.1 Назначение и область применения

  • 1.2 Методы измерений

  • 1.3 Характеристики

  • 1.4 Состав изделия и комплектность

  • 1.5 Маркировка, пломбирование и упаковка

• 2 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

• 3 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

• 4 СВИДЕТЕЛЬСТВО О ПРИЕМКЕ

• 5 СВИДЕТЕЛЬСТВО ОБ УПАКОВЫВАНИИ

• 6 ПОВЕРКА

• 7 ТЕКУЩЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ

  • 7.1 Ремонт

  • 7.2 Сведения о рекламациях

• 8 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

  • 8.1 Транспортирование

  • 8.2 Хранение

• 9 ДВИЖЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ВВЕДЕНИЕ

Настоящее руководство распространяется на Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К (в дальнейшем — ТЭКОН-20К или комплекс).

Эксплуатационная документация на комплекс состоит из настоящего руководства по эксплуатации, совмещенного с формуляром.

Комплексы выпускаются в 5 исполнениях для газов и газовых смесей, различающихся уровнем точности измерений (А, Б, В, Г_ь Г₂) и не различаются по исполнениям для жидкостей и пара. Комплексы состоят из следующих компонентов (средств измерений (СИ) утвержденных типов, зарегистрированных в Госреестре СИ):

• — преобразователей расчетно-измерительных ТЭКОН-19, ТЭКОН-19Б;

• — измерительных преобразователей (ИП) расхода с токовым, частотным, импульсным или цифровым интерфейсным выходом, имеющих пределы допускаемой относительной погрешности при измерении расхода жидкости в интервале ± 2,0 %; при измерении расхода пара в интервале ± 2,5 %; при измерении расхода газа и газовых смесей — в соответствии с таблицей 1;

• — счетчиков электрической энергии с импульсным или цифровым интерфейсным выходом, имеющих пределы допускаемой относительной погрешности в интервале ± 2,0 %;

• — измерительных преобразователей абсолютного и избыточного давления с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом, имеющих класс точности не ниже 0,5;

• — измерительных преобразователей разности давления с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом, имеющих класс точности не ниже 0,5;

• — измерительных преобразователей температуры классов А, В, С по ГОСТ 6651-2009, в том числе, с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом;

• — барьеров искрозащиты, имеющих пределы допускаемой относительной (приведенной) погрешности в интервале ±0,1 %.

Таблица 1 — Классы точности ИП в ИК расхода, массы и объема газов и газовых смесей

Наименование характеристики	Диапазон измерений ИП	Значение характеристики для уровня точности измерений, не ниже
А	Б	В	Г1	г2
Класс ИП температуры по ГОСТ 6651-2009	(от -73,15 до +226)°С	А	А	А	в	В
(от-64 до ±226) °C	А	А	В	в	с
(от-50 до±151,85)°С	А	В	В	с	с
Класс точности ИП давления при темпера-туре окружающего воздуха (20 ± 10) °C	(от 30 до 100) %	0,075	0,075	0,15	0,25	0,5
(от 50 до 100) %	0,075	0,15	0,25	0,5	0,5
(от 70 до 100) %	0,15	0,25	0,5	0,5	0,5
Класс точности ИП раз-ности давления при температуре окружающего воздуха(20 ± 10)°C	(от 15 до 100) %	0,05	0,075	0,075	0,15	0,15
(от 20 до 100) %	0,075	0,075	0,15	0,25	0,25
(от 30 до 100)%	0,15	0,15	0,25	0,5	0,5
Класс точности ИП давления при условиях эксплуатации в соответствии с описанием типа на ИП	(от 70 до 100) %	0,05	0,075	0,075	0,25	0,5
Класс точности ИП раз-ности давления при условиях эксплуатации в соответствии с описанием типа на ИП	(от 30 до 100) %	0,05	0,05	0,075	0,25	0,25
(от 70 до 100) %	0,075	0,075	0,25	0,5	0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности ИП расхода	(от 5 до 100) %	±0,5	±0,75	± 1,0	±2,0	±1,5

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Все записи в настоящем документе производят только чернилами отчетливо и аккуратно.

При вводе комплекса в эксплуатацию необходимо отметить дату ввода комплекса в эксплуатацию.

Эксплуатирующая организация несёт ответственность за ведение записей во время эксплуатации и хранения изделия.

Рекламации на комплекс с незаполненным формуляром не принимаются, гарантийный ремонт не производится, а исчисление гарантийного срока эксплуатации прекращается.

• 1 ОПИСАНИЕ И РАБОТА

  • 1.1 Назначение и область применения

Комплексы ТЭКОН-20К предназначены для измерений расхода, давления, температуры, массы и объема жидкостей, пара, газов и газовых смесей (среды), измерений тепловой энергии в закрытых и открытых системах теплоснабжения, системах охлаждения и в отдельных трубопроводах при определении расхода с помощью сужающих устройств (СУ) — диафрагм и сопел ИСА 1932, осредняю-щих трубок TORBAR и ANNUBAR 485 или расходомерами с унифицированными токовыми, импульсными, частотными и цифровыми интерфейсными выходами, контроля измеряемых параметров среды, а также для измерений электрической энергии, в том числе по двухтарифной схеме.

Область применения — измерительные системы коммерческого учета, автоматизированного контроля и управления технологическими процессами на промышленных предприятиях, теплопунктах, теплостанциях, электростанциях, газораспределительных станциях, нефтегазодобывающих предприятиях, предприятиях коммунального хозяйства и в холодильной промышленности.

Комплексы ТЭКОН-20К зарегистрированы в Государственном реестре средств измерений Российской Федерации под номером № 35615-14.

• 1.2 Методы измерений

  • 1.2.1 В ИК расхода, массы и объема используются расходомеры объемного расхода с унифицированными выходными сигналами, в том числе турбинные, ротационные или вихревые расходомеры или счетчики в соответствии с ГОСТ Р 8.740-2011, ультразвуковые преобразователи расхода газа в соответствии с ГОСТ 8.611-2013, МИ 3213-2009, электромагнитные расходомеры, диафрагмы и сопла ИСА 1932 в соответствии с ГОСТ 8.586.5-2005 или осредняющие напорные трубки TORBAR и ANNUBAR 485 в соответствии с МИ 3173-2008, МИ 2667-2011, атак же кориолисовые расходомеры массы.

  • 1.2.2 ИК расхода, массы и объема газов и газовых смесей, в том числе природного и влажного нефтяного газа, кислорода, диоксида углерода, азота, аргона, водорода, ацетилена, аммиака, приведённого к стандартным условиям, осуществляют измерения в соответствии с ГОСТ 30319.1-3-2015, ГОСТ Р 8.733-2011,ГСССДМР 113-03, ГСССДМР 118-05, ГСССДМР 134-07.

  • 1.2.3 ИК расхода и массы воды, нефти и нефтепродуктов осуществляют измерения в соответствии с МИ 2412-97, Р 50.2.076-2010.

  • 1.2.4 В ИК температуры, давления, расхода, массы и объема газов и газовых смесей используются ИП расхода, температуры, давления и разности давлений в соответствии с таблицей 1 в зависимости от уровня точности и диапазонов измерений и преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19 с программным обеспечением Т10.06.292, Т10.06.292-04, Т10.06.292-05 или Т10.06.362-05, с версией и цифровым идентификатором в соответствии с таблицей 1.5.

  • 1.2.5 Для обеспечения условий эксплуатации ИП давления и разности давлений в диапазоне температуры окружающего воздуха (20 ±10) °C, их устанавливают в помещении или утепленном обогреваемом шкафу.

  • 1.2.6 ИК тепловой энергии осуществляют измерения в соответствии «Правилами коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя», утвержденными постановлением правительства РФ №1034 от 18.11.2013.

  • 1.2.7 В ИК тепловой энергии используются ИП, соответствующие обязательным требованиям нормативных документов (НД), предъявляемым к теплосчетчикам и их составным частям.

  • 1.2.8 В ИК давления, массы воды и тепловой энергии водяных систем теплоснабжения используются ИП температуры классов А и В по ГОСТ 6651-2009, ИП разности давления класса точности не ниже 0,25 при измерении с помощью СУ или ИП объемного расхода, имеющие пределы допускаемой относительной погрешности (от ±0,5 до ±2,0) % в диапазоне расхода (от 4 до 100) % верхнего предела измерений ИП. Методика измерений соответствует ГОСТ Р 8.728-2010.

  • 1.2.9 В ИК давления, массы пара и тепловой энергии паровых систем теплоснабжения используются ИП температуры класса А по ГОСТ 6651-2009, ИП давления и разности давления класса точности не ниже 0,25.

  • 1.2.10 Результаты измерений и вычислений с применением вводимой как константа температуры холодной воды на источнике при установке у потребителей в открытых водяных системах теплоснабжения и отдельных трубопроводах могут использоваться для учёта тепловой энергии только после корректировки в соответствии с ГОСТ Р 8.592-2002.

  • 1.2.11 Погрешность узла учета природного газа при измерении расхода и объема, приведенных к стандартным условиям, методом перепада давления, учитывающую погрешность метода измерений и геометрию измерительного узла, определяют по МИ 3441-2014.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.3 Характеристики

• 1.3.1 Комплекс имеет ИК массы, объема (расхода) — до 64 шт.; ИК давления — до 64 шт.; ИК разности давления — до 64 шт.; ИК температуры — до 64 шт.; ИК электрической энергии — до 64 шт.; ИК тепловой энергии — до 64 шт. Диапазоны измерений приведены в таблице 1.1, погрешности ИК в таблицах 1.2, 1.3.

• 1.3.2 Комплекс обеспечивает обмен данными с ПК для конфигурирования,

ввода в ручном и автоматическом режимах значений условно-постоянных параметров газа (полный и неполный компонентный состав, плотность при стандартных условиях, атмосферное давление) и передачи данных об измеренных значениях по цифровым интерфейсам RS485,   RS-232, Ethernet, GSM/GPRS через

встроенный интерфейс CAN-BUS, соответствующие адаптеры, выпускаемые предприятием-изготовителем, и коммуникационное оборудование информационных каналов связи.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.3.3 Во время работы комплекс проводит измерение текущего времени, времени исправной и неисправной работы, суммирование нарастающим итогом тепловой энергии и расхода среды, а также рассчитывают средние по времени и средневзвешенные по расходу значения температуры и давления среды в трубопроводе и хранят их в виде интервальных, почасовых, суточных и месячных архивов.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.1 — Диапазоны измерений параметров среды

Среда (жидкость, пар, газ)	Температура,°C	Давление, МПа (абсолютное)	Разность давлений на СУ, кПа	Масса, кг; Объем, м3; Расход, м3/ч
Вода	от 0 до 200	от 0,1 до 5,0	от 0,01 до 5000	от 10’6 до 106
Пар	от 100 до 600	от 0,1 до 30,0	от 0,01 до 5000
Природный газ	от -23,15 до +76,85*)	от 0,1 до 30,0*)	от 0,01 до 3000
Нефтяной газ	от -10 до +226	от 0,1 до 15,0	от 0,01 до 3000
Воздух	от -50 до +120	от 0,1 до 20,0	от 0,01 до 5000
Кислород, азот, аргон, водород, аммиак	от -73,15 до+151,85	от 0,1 до 10,0	от 0,01 до 2500
Диоксид углерода, ацетилен	от -53,15 до +151,85	от 0,1 до 10,0	от 0,01 до 2500
Смесь газов	от -73,15 до+126,85	от 0,1 до 10,0	от 0,01 до 2500
Нефть и нефтепродукты	от -50 до +100	от 0,1 до 10,0	—

Примечание:

*) Для комплексов с программным обеспечением «ТЭКОН19-М1 Т 10.06.292-05» или «ТЭКОН19-М2 Т10.06.362-05» версии 05.хх; для остальных комплексов диапазон измерений давления (от 0,1 до 7,5) МПа, диапазон измерений температуры (от -23,15 до +50) °C,

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.2 — Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИК температуры (A_t), приведенной погрешности ИК давления (у_Р) и разности давления (у_др), относительной (5_Ик) погрешности ИК массы, тепловой энергии жидкостей и пара, электроэнергии и суточного хода часов (Д_т)

Наименование измерительного канала	Значение
ИК температуры жидкостей и пара, (At), °C	±(0,6+0,004-|t|)
ИК давления (уР) и разности давления (уДР) жидкостей от верхнего предела ИК, %	±2
ИК давления (уР) и разности давления (уДР) пара от верхнего предела ИК, %	± 1
ИК массы жидкости в диапазоне от 4 % до 100 % верхнего предела ИК расхода, (бик) %	±2
ИК массы пара в диапазоне от 10 % до 100 % верхнего предела ИК расхода, (5Ик) %	±3

Наименование измерительного канала	Значение
ИК тепловой энергии открытых водяных систем теплоснабжения при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах, (§ик) %: — при отношении mo6p/mn(W < 0,5, в диапазоне At (от 3 до 20 включ.) °C — при отношении тобР/тпод< 0,95,в диапазоне At (св. 20 до 200) °C, где тПОд и Шобр — масса воды в подающем и обратном трубопроводах.	н-      н- 4^    Uh 1
ИК тепловой энергии закрытых водяных систем теплоснабжения и отдельных трубопроводов, а также открытых водяных систем теплоснабжения , (5Ик) %, при измерении расхода в подающем (или обратном) трубопроводе и в трубопроводе ГВС (подпитки) при разности температур в обратном трубопроводе (to6p) и трубопроводе подпитки (txlI) > 1 °C, и разности температур (At) в подающем и обратном трубопроводах в диапазоне (от 3 до 200) °C, где Qmin и Qmax -пределы диапазона измерений расхода в подающем трубопроводе.	±(2±12/At + 0,01-Qmax/ Qmin)
ИК тепловой энергии паровых систем теплоснабжения и систем охлаждения, (8Ик) %	±3
ИК электроэнергии, (§ик) %	±2
Пределы допускаемого суточного хода часов, (Ат) с	±9

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.3 — Пределы допускаемой относительной погрешности ИК температу-ры, давления, массы, расхода и объема газов и газовых смесей

Наименование измерительного канала	Пределы допускаемой относительной погрешности, %, для уровня точности измерений
А	Б	В	Г!	г2
ИК термодинамической температуры	±0,2	±0,25	±0,3	±0,5	±0,6
ИК абсолютного давления	±0,3	±0,45	±0,85	±1,2	±1,7
ИК массы, расхода и объема в рабочих условиях при измерении расходомерами массового и объемного расхода соответственно	±0,5	±0,75	± 1,0	± 2,0	±1,5
ИК массы, расхода и объема, приведенных к стандартным условиям при измерении расходомерами объемного расхода	±0,75	± 1,0	±1,5	±2,5	±2,5
ИК массы, расхода и объема, приведенных к стандартным условиям при измерении методом перепада давления	±0,5	±0,75	± 1,0	± 1,5	± 2,0

1.3.4 В комплексах используется программное обеспечение преобразователей расчетно-измерительных ТЭКОН-19, состоящее из метрологически значимой

Т10.00.93 РЭ и метрологически не значимой частей. Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 1.5 Доступ к изменению параметров и конфигурации комплексов защищен паролями, являющимися 8-разрядными шестнадцатеричными числами.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений — «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Программное обеспечение соответствует требованиям ГОСТ Р 8.654-2015. (Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.5 — Идентификационные данные программного обеспечения преобразователей расчетно-измерительных

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ТЭКОН19-М Т10.06.245	ТЭКОН19-М1 Т10.06.292	ТЭКОН19-М1 Т10.06.292-04	ТЭКОН19-М1 Т10.06.292-05
Номер версии (идентификационный номер) ПО	хх. 04	хх. 03	04. хх	05.хх
Цифровой идентификатор ПО	39А1В57А	8BF2C4A6	6CFB18A0	CF5A88D2
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	CRC32	CRC32	CRC32	CRC32

Продолжение таблицы 1.5

Идентификационные данные (признаки)	Значение
Идентификационное наименование ПО	ТЭКОН19-М2 Т10.06.362-05	ТЭКОН19-11 Т10.06.170	ТЭКОН-19Б-01 Т10.06.204	ТЭКОН-19Б-02 Т10.06.225
Номер версии (идентификационный номер) ПО	05.хх	хх. 03	02	02
Цифровой идентификатор ПО	4DA5342F	7AC358D4	62Е4913А	ЗА927СВ5
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	CRC32	CRC32	CRC32	CRC32

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.3.5 Комплекс обеспечивает свои технические характеристики при питании его от следующих источников:

• — внешний источник постоянного тока

напряжение, В …………………………………………………….. от 18 до 36

• — внешний источник постоянного тока для питания пассивных

выходных сигналов ИП расхода, напряжение, В ………………. от 12 до 28

— литиевая батарея преобразователя расчетно-измерительного

напряжение, В ……………………………………………………. от 3,1 до 3,7

• 1.3.6 Потребляемая мощность определяется составом комплекса и не превышает суммарной потребляемой мощности первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных более, чем на 40 % относительно указанной в ЭД на эти СИ.

• 1.3.7 Изоляция электрических цепей питания выдерживает в течение 1 мин. действие испытательного напряжения практически синусоидальной формы амплитудой 1500В, частотой от 45 до 65 Гц при нормальных климатических условиях.

• 1.3.8 Сопротивление изоляции электрических цепей питания первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных относительно их корпусов не менее 20 МОм при нормальных климатических условиях по ГОСТ Р 52931.

• 1.3.9 ИП комплекса устойчивы и прочны к воздействию температуры и влажности окружающего воздуха по группам исполнения Д, преобразователи расчетно-измерительные — СЗ по ГОСТ Р 52931 (для варианта «Т» — группе С2).

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.3.10 Комплекс устойчив и прочен к воздействию атмосферного давления по группе исполнения Р1 по ГОСТ Р 52931.

• 1.3.11 ИП устойчивы и прочны к воздействию механических нагрузок по группе исполнения N4, преобразователи расчетно-измерительные — VI по ГОСТ Р 52931.

• 1.3.12 По защищенности от воздействий окружающей среды ИП комплекса соответствуют степени защиты не хуже IP54, преобразователи расчетноизмерительные — IP20 по ГОСТ 14254.

• 1.3.13 Комплекс прочен к воздействию климатических факторов и механических нагрузок в транспортной таре при транспортировании автомобильным и железнодорожным транспортом, а также авиатранспортом в герметизированных и отапливаемых отсеках по ГОСТ Р 52931.

• 1.3.14 Габаритные размеры и масса первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных соответствуют требованиям ТУ на эти СИ.

• 1.3.15 Средняя наработка на отказ комплекса 70000 ч. Критерием отказа является несоответствие требованиям ТУ.

• 1.3.16 Средний срок службы комплекса 12 лет. Критерием предельного состояния является превышение затрат на ремонт свыше 50 % стоимости нового комплекта ИП и преобразователей расчетно-измерительных.

• 1.3.17 Среднее время восстановления работоспособного состояния комплекса не более 8 ч.

• 1.3.18 Первичные ИП и преобразователи расчетно-измерительные, входящие в ИК тепловой энергии водяных систем теплоснабжения соответствуют требованиям ТР ТС 020/2011, ГОСТ Р ЕН 1434-4-2011, ГОСТ Р 51649-2014 по электромагнитной совместимости.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

1.4 Состав изделия и комплектность

• 1.4.1 Комплекс является составным изделием. Комплектность ТЭКОН-20К приведена в таблице 1.6.

• 1.4.2 Диапазоны измерения термодинамической температуры, давления и разности давления и условия эксплуатации ИП в ИК расхода, объема (массы) газов и газовых смесей (при наличии) приведены в таблице 1.7.

• 1.4.3 Диапазоны измерения расхода и разности температур в ИК открытых водяных систем теплоснабжения (при наличии) приведены в таблице 1.8.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 1.6 — Комплектность комплексов ТЭКОН-20К

Наименование	Обозначение	Кол.
Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19	ТУ 4213-060-44147075-02	1-16
Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19Б	ТУ 4213-091-44147075-07	1-16
ИП расхода и счетчики электроэнергии		0-64
ИП температуры		0-64
ИП абсолютного и избыточного давления		0-64
ИП разности давления		0-64
Барьеры искрозащиты		0-256
Руководство по эксплуатации (методика поверки представлена в разделе 6 «Поверка»)	Т10.00.93 РЭ	1

Таблица 1.7 — Диапазоны измерения температуры, давления и разности давления и условия эксплуатации ИП в ИК расхода, объема (массы) газов и газовых смесей (заполняют при наличии ИК)

№№ ИК	Характеристика	Значение
	Диапазон измерения температуры
Диапазон измерения давления
Диапазон измерения расхода
Диапазон измерения разности давлений
Диапазон температуры окружающего воздуха ИП давления и разности давлений
	Диапазон измерения температуры
Диапазон измерения давления
Диапазон измерения расхода
Диапазон измерения разности давлений
Диапазон температуры окружающего воздуха ИП давления и разности давлений

Таблица 1.8 — Диапазоны измерения расхода и разности температур в ИК откры-тых водяных систем теплоснабжения (заполняют при наличии ИК)

№№ИК	Характеристика	Значение
	Диапазон измерения разности температур
Диапазон измерения расхода воды в подающем трубопроводе
Диапазон измерения расхода воды в обратном трубопроводе
Диапазон измерения расхода воды в трубопроводе ГВ С (подпитки)
	Диапазон измерения разности температур
Диапазон измерения расхода воды в подающем трубопроводе
Диапазон измерения расхода воды в обратном трубопроводе
Диапазон измерения расхода воды в трубопроводе ГВС (подпитки)

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.4.4 Состав ИК комплекса приведен в таблице 1.9.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 1.4.5 Комплектация комплекса определяется в зависимости от вида измерительной системы и оговаривается при заключении договора между поставщиком и потребителем измеряемой среды.

1.5 Маркировка, пломбирование и упаковка

• 1.5.1 Все первичные ИП и преобразователи расчетно-измерительные, входящие в состав комплекса, маркированы и упакованы в соответствии с требованиями соответствующих ТУ.

• 1.5.2 Эксплуатационная документация на комплекс упакована в запаянный полиэтиленовый мешок, и уложена в упаковочную тару преобразователей расчетно-измерительных.

Таблица 1.9- Состав ИК комплекса ТЭКОН-20К

Наименование СИ	Зав. №	Дата выпуска	Дата следующей поверки
—

• 2 ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ПО НАЗНАЧЕНИЮ

  • 2.1 При эксплуатации комплекса должны соблюдаться условия, указанные в технических условиях и эксплуатационной документации на все ИП и преобразователи расчетно-измерительные.

  • 2.2 Монтаж оборудования следует выполнять в соответствии с требованиями и рекомендациями эксплуатационной документации на ИП и преобразователи расчетно-измерительные.

• 3 ГАРАНТИИ ИЗГОТОВИТЕЛЯ

  • 3.1 Изготовитель гарантирует соответствие комплекса требованиям технических условий при соблюдении условий эксплуатации, транспортирования и хранения всех первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных.

  • 3.2 Гарантийные сроки хранения и эксплуатации первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных, входящих в состав комплекса, установлены производителями в ЭД СИ.

• 4 СВИДЕТЕЛЬСТВО О ПРИЕМКЕ

Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К, заводской номер________,

уровень точности измерений_____в составе по таблице 1.9, соответствует тре

бованиям технических условий ТУ 4218-093-44147075-07 и признан годным к эксплуатации.

Дата выпуска________________________

Представитель ОТК__________________

• 5 СВИДЕТЕЛЬСТВО ОБ УПАКОВЫВАНИИ

Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К, заводской номер________,

уровень точности измерений_____в составе по таблице 1.9, упакован согласно

требованиям технических условий ТУ 4218-093-44147075-07.

Дата упаковки________________________

Упаковку произвел____________________

*) — заполняют только при наличии ИК температуры, давления, расхода, массы и объема газов и газовых смесей в составе комплекса; в остальных случаях ставят прочерк.

6 ПОВЕРКА

В разделе изложена методика первичной и периодической поверок.

Методика распространяется на комплексы всех исполнений и модификаций с датой изготовления после 26.02.2014 включительно.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

6.1 Общие требования

• 6.1.1 Поверку комплекса проводят поэлементно (расчетным методом).

• 6.1.2 Порядок и периодичность поверки первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных определены соответствующими методиками поверки.

• 6.1.3 Первичную поверку проводят при выпуске из производства и после ремонта. Допускается проводить замену неисправных первичных ИП поверенными однотипными без проведения поверки комплекса, при этом делается отметка в настоящем документе.

• 6.1.4 Периодической поверке подвергают комплексы, находящиеся в эксплуатации.

• 6.1.5 Поверке подлежат только ИК, имеющиеся в комплексе, в соответствии с его составом, приведенном в таблице 1.9.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.1.6 Интервал между поверками 4 года.

6.2 Операции поверки

• 6.2.1 При проведении поверки должны быть выполнены операции, указанные в таблице 6.1.

• 6.2.2 При получении отрицательных результатов на любой операции поверки, поверку прекращают, комплекс признают непригодным для эксплуатации.

6.3 Средства поверки

• 6.3.1 При проведении поверки СИ, входящих в состав комплекса, применяют средства поверки, указанные в методиках поверки этих СИ.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.3.2 Метод поверки комплекса — расчетный.

6.4 Требования к безопасности и квалификации поверителей

• 6.4.1 К поверке допускаются лица, изучившие настоящую методику, руководство по эксплуатации ТЭКОН-20К и средств поверки, прошедшие обучение в качестве поверителей средств измерений и работающие в организации, аккредитованной на право поверки.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.4.2 При проведении поверки соблюдают требования безопасности, предусмотренные Приказом Минтруда России от 24.07.2013 N 328н «Об утверждении Правил по охране труда при эксплуатации электроустановок», ГОСТ 12.2.007.0-75, ГОСТ 12.1.019-2009, ГОСТ 12.2.091-2012, а также требова-

Т10.00.93 РЭ

ния безопасности, указанные в технической документации на СИ, входящие в состав комплекса, средства поверки и вспомогательное оборудование.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

6.5 Условия поверки

Поверку проводят в нормальных условиях:

• • температура окружающего воздуха, °C                            20 ± 10;

• • относительная влажность воздуха, %                          От 30 до 80;

• • атмосферное давление, кПа (мм рт. ст.)        От 84 до 106,7 (от 630 до 795);

Таблица 6.1 — Перечень операций поверки

Наименование операции	Номер пункта	Проведение операций при поверке
первичной	периодической
Внешний осмотр	6.7.1	да	да
Опробование	6.7.2	да	да
Проверка идентификационных данных программного обеспечения	6.7.3	да	да
Определение погрешности ИК температуры	6.7.4	да	нет
Определение погрешности ИК давления и разности давления	6.7.5	да	нет
Определение относительной погрешности ИК массы, расхода и объема газа (смеси газов)	6.7.6	да	нет
Определение относительной погрешности ИК массы жидкости и пара	6.7.7	да	нет
Определение относительной погрешности ИК тепловой энергии	6.7.8	да	нет
Определение относительной погрешности ИК электроэнергии	6.7.9	да	нет
Определение суточного хода часов	6.7.10	да	нет

(Измененная редакция, Изм. № 1).

6.6 Подготовка к поверке

• 6.6.1 Комплекс и СИ, входящие в его состав, подготавливают к работе в соответствии с эксплуатационной документацией указанных СИ.

6.7 Проведение поверки

• 6.7.1 Внешний осмотр

При внешнем осмотре проверяют:

• • соответствие комплектности комплекса настоящему РЭ;

• • наличие действующих свидетельств о поверке или знаков поверки в эксплуатационной документации, подтверждающих проведение поверки каждого СИ, входящего в состав комплекса;

• комплектность, маркировку наличие необходимых надписей на наружных панелях, отсутствие механических повреждений СИ, входящих в состав комплекса.

• 6.7.2 Опробование

  • 6.7.2.1 При опробовании проверяют исправность органов управления и индикации СИ, входящих в состав комплекса, соответствие диапазонов измерений СИ, используемых в составе комплекса, значениям, указанным в картах программирования преобразователей расчетно-измерительных.

  • 6.7.2.2 Опробование считают успешным, если корректно отображаются все названия и значения параметров, отсутствует индикация отказов, ошибок программирования и нештатных ситуаций; диапазоны измерений СИ, входящих в состав комплекса, соответствуют значениям, указанным в картах программирования преобразователей расчетно-измерительных, и фактическим значениям измеряемых параметров.

• 6.7.3 Проверка идентификационных данных программного обеспечения

Проверка идентификационных данных программного обеспечения проводится сравнением идентификационных данных программного обеспечения на дисплеях преобразователей расчетно-измерительных из состава комплекса с идентификационными данными, указанными в таблице 1.5.

Результаты считают положительными, если идентификационные данные программного обеспечения соответствуют приведенным в таблице 1.5.

• 6.7.4 Определение погрешности ИК температуры

  • 6.7.4.1 Абсолютную погрешность ИК температуры жидкостей и пара (A(t)), определяют в 5 точках диапазона измерений, для ИК температуры жидкости -(О, 50, 100, 150, 200) °C, для ИК температуры пара — (100, 150, 250, 400, 600) °C по формуле:

Aft) = К(/)² + Л„(<)^!             •                         (6.1)

где A_B(t) — предел допускаемой абсолютной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении температуры, °C,

МО — предел допускаемой абсолютной погрешности ИП температуры, °C, 8биз(0 — предел допускаемой относительной погрешности барьера искро-защиты в ИК температуры, при наличии его в составе комплекса, %.

• 6.7.4.2 Результаты считают положительными, если для каждого ИК температуры вычисленные значения A(t) во всех поверяемых точках находятся в интервале ± (0,6+0,004-|t|), °C, где t — значение температуры в поверяемой точке, °C.

• 6.7.4.3 Относительную погрешность ИК термодинамической температуры газа (смеси газов) (8(Т)), %, определяют по формуле:

S(T) = max {\A(t)/((t+273,15)\ -100)},                         (6.2)

где A(t) — абсолютная погрешность ИК температуры, °C, определяемая по формуле (6.1) в 5 точках, равномерно распределенных по диапазону измерения температуры газа, определяемому по таблице 1.7, а если не указано — по таблице

• 1.1 в зависимости от типа газа (смеси):

  (-23, 0, +20, +50, +76,85) °C

  (-10, +20, +100, +150, +226) °C

  (-50, 0, +50,+100,+120) °C

  (-73, 0, +50, +100, +151,85) °C (-53, 0, +50,+100,+151,85) °C

  (-73, 0, +50, +100, +126,85) °C

(Природный газ);

(Нефтяной газ);

(Воздух);

(Кислород, азот, аргон, водород, аммиак);

(Диоксид углерода, ацетилен);

(Смесь газов);

t — значение температуры в поверяемой точке, °C.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

6ЛАД Результаты считают положительными, если для каждого ИК температуры вычисленные значения 5(Т) находятся в интервалах, приведенных в таблице 1.3 для уровня точности измерений поверяемого ИК.

• 6.7.5 Определение погрешности ИК давления и разности давления

  • 6.7.5.1 Приведенную погрешность ИК давления (у(Р)) и разности давления (у(ЛР)) определяют по формулам:

1(Р) = р/^р)²⁺МЛ² + МП²+х_вв(П²,              (6.2.1)

Ч(&Р) = р» ² + /„ (АР)² +(ДР)² + (ДР)²,             (6.2.2)

где у_в(Р) — предел допускаемой приведенной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении давления и разности давления, %,

Уп(Р) — предел допускаемой основной приведенной погрешности ИП давления, %,

Уп(АР) —предел допускаемой основной приведенной погрешности ИП разности давления, %,

Уд(Р) — предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП давления при изменении температуры окружающего воздуха в диапазоне условий эксплуатации ИП в месте его установки (для газов по данным таблицы 1.7), %,

Уд(АР) — предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП разности давления при изменении температуры окружающего воздуха в диапазоне условий эксплуатации ИП в месте его установки (для газов по данным таблицы 1.7),%,

Убиз(Р), Убиз(АР) — пределы допускаемой приведенной погрешности барьеров искрозащиты в ИК давления и разности давлений соответственно, при наличии их в составе комплекса, %.

• 6.7.5.2 Относительную погрешность ИК давления (5(Р)) и разности давления (5(ДР)) газов и газовых смесей определяют по формулам:

8(Р) = ^-у(Р),                                      (6.3)

¹ min

• /(АР),                                                (6.4)

AP_min

Т10.00.93 РЭ где P_mjn , Ртах — нижний и верхний пределы диапазона измерений давления в одинаковых единицах измерений, определяемые по таблице 1.7,

AP_min , APmax — нижний и верхний пределы диапазона измерений разности давления в одинаковых единицах измерений.

• 6.7.5.3 Результаты считают положительными, если рассчитанные значения у(Р), у(АР) для каждого ИК давления и разности давления находятся в интервале ± 2 % для жидкости и ± 1 % для пара, и рассчитанные значения 8(Р), 8(АР) для каждого ИК давления и разности давления газа (смеси газов) находятся в интервалах, приведенных в таблице 1.3 для уровня точности измерений поверяемого ИК.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.7.6 Определение относительной погрешности ИК массы, расхода и объема газа

  • 6.7.6.1 Относительную погрешность ИК массы, расхода и объема газа (смеси газов), приведенного к стандартным условиям (8(V)), определяют по формуле: 3(V)           + S(T)² + <5(/>)² +<5(G)²,                           (6.5)

где 8b(V) — предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете массы или объема газа, приведенного к стандартным условиям по измеренным значениям температуры, давления, объемного расхода в рабочих условиях или разности давлений на СУ, %.

8(Т) — относительная погрешность ИК термодинамической температуры газа (смеси газов), определяемая по формуле (6.2),

8(Р) — относительная погрешность ИК абсолютного давления, определяемая:

• — при измерении ИП абсолютного давления по формуле (6.3),

• — при измерении ИП избыточного и атмосферного давления по формуле (6.6)

• — при измерении ИП избыточного давления и принятии атмосферного давления условно-постоянной величиной по формуле (6.7)

/«w²⁺^^!                         +/_да<п»)

О(Р) =                                         _:———————————————

^z                                                   / ри-зо . pamux

x^—* min ■* min /

A²

aniM

• 100

a nut

i aniM max

где y_B(P) — предел допускаемой приведенной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении давления, %,

Упи(Р) — предел допускаемой основной приведенной погрешности ИП избыточного давления, %,

Упа(Р) — предел допускаемой основной приведенной погрешности ИП атмосферного давления, %,

Уди(Р) — предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП избыточного давления при изменении температуры окружающего воздуха в

диапазоне условий эксплуатации ИП в месте его установки по данным таблицы 1.7,%,

Уда(Р) ~ предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП атмосферного давления при изменении температуры окружающего воздуха в диапазоне условий эксплуатации ИП в месте его установки по данным таблицы 1.7,%,

Ртт*⁴³⁰ , Ртах^Из6 — нижний и верхний пределы диапазона измерений избыточного давления, кПа,

Pmi_n^a™, Pmax^a™ — нижний и верхний пределы диапазона измерений атмосферного давления, кПа,

8(G) — относительная погрешность ИК расхода (объема) в рабочих условиях, %, определяемая:

• — при измерении с помощью СУ по формуле (6.8);

• — при измерении расходомером по формуле (6.9) в диапазоне расхода по данным таблицы 1.7.

3(G) = 0,5-3(4 Р),                                            (6.8)

ад; = ^(су+в_п(су+«„₃(ву,                   (6.9)

где 5(АР) — относительная погрешность ИК разности давления, определяемая по формуле (6.4), %,

8b(G) — предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении расхода расходомером, %,

8n(G) — предел допускаемой относительной погрешности ИП расхода (объема), %.

8bh3(G) — предел допускаемой относительной погрешности барьера искро-защиты в ИК расхода (объема), при наличии его в составе комплекса, %.

• 6.7.6.2 Результаты считают положительными, если для каждого ИК массы, расхода и объема газа (смеси газов) рассчитанные значения 8(G) и 8(V) находятся в интервалах, приведенных в таблице 1.3.

• 6.7.7 Определение относительной погрешности ИК массы жидкости и пара

  • 6.7.7.1 Относительную погрешность ИК массы жидкости и пара (8(М)) определяют по формуле:

3(М) = ^3_H(M)²+8(G)²,                                  (6.10)

где 8в(М) — предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете массы, %,

8(G) — относительная погрешность комплекса при измерении объемного расхода жидкости или пара, определяемая:

• — при измерении с помощью СУ по формуле (6.8).

• — при измерении расходомером по формуле (6.9)

• 6.7.7.2 Результаты считают положительными, если для каждого ИК массы жидкости и пара рассчитанные значения 5(М) находятся в интервале ± 2 % для ИК массы жидкости и в интервале ± 3 % для ИК массы пара.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.7.8 Определение относительной погрешности ИК тепловой энергии

  • 6.7.8.1 Относительную погрешность ИК тепловой энергии закрытых систем теплоснабжения и отдельных трубопроводов (8(Q₃bc)) определяют в 5 точках диапазона измерений разности температур в подающем и обратном трубопроводе (разности между температурой жидкости в отдельном трубопроводе и температурой холодного источника) (3, 10, 50, 145, 195) °C по формуле:

$Юзвс) =        +S(&t)² +6(М)² ,                        (6.11)

где 3_B(Q) — предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете тепловой энергии воды, %,

8(М) — относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) жидкости, определяемая по формуле (6.10),

8(At) — относительная погрешность комплекса, %, при измерении разности температуры жидкости, определяемая:

— в отдельном трубопроводе относительно температуры холодного источника, заданной условно-постоянной величиной, по формуле:

(6.12)

где Лв(0 — предел допускаемой абсолютной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при измерении температуры, °C,

An(trec) ^_ предел допускаемой абсолютной погрешности ИП температуры в трубопроводе, °C,

At — значение разности температуры в поверяемой точке относительно температуры холодного источника, °C.

— между двумя трубопроводами закрытых и открытых систем теплоснабжения по формуле:

АГ

(6.13)

где At — значение разности температур в поверяемой точке, °C,

An(At) — предел допускаемой абсолютной погрешности первичных ИП при измерении разности температур, °C, определяемый:

• — при измерении ИП разности температур в соответствии с описанием типа на ИП

• — при измерении двумя независимыми ИП температуры по формуле:

Ал(А0 =        +                                        (6-14)

где A_n(ti), A_n(ti) — пределы допускаемой абсолютной погрешности ИП температуры, °C.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

• 6.7.8.2 Относительную погрешность ИК тепловой энергии открытых водяных систем теплоснабжения (8(Q_Obc)) определяют по формуле (6.15):

— при измерении расхода в подающем (или обратном) трубопроводе и в трубопроводе ГВ С (подпитки) в 5 точках диапазона измерений разности температур в подающем и обратном трубопроводе (3, 10, 50, 145, 195) °C при отношении масс воды в трубопроводе ГВС и в контуре отопления в одинаковых единицах т_гвс/т_от= 0,05, при температуре воды в подающем трубопроводе t_n(W = 200 °C, в трубопроводе ГВС t_rBC = 65 °C и в трубопроводе подпитки t_xll = 5 °C ;

— при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах для каждого диапазона измерений разности температур в подающем и обратном трубопроводах (от 3 до 20) °C, (свыше 20 до 200) °C, в точках, выбранных в соответствии с таблицей 6.2; при этом значение массы воды в контуре отопления (т_от) принимают равным массе воды в подающем трубопроводе (ш_под) (отбор воды на ГВС из обратного трубопровода); значение массы воды в трубопроводе ГВС (т_гвс) принимают равным разности масс воды в подающем (ш_под) и обратном (т_обр) трубопроводах.

Таблица 6.2

Диапазон измерений At, °C	mrBC/m0T	At, °C	(trBc-tx„),°C
от 3 до 20 вкл.	0,5	3	30
0,9	3	3
0,5	10	40
0,9	10	3
0,5	20	60
0,9	20	5
свыше 20 до 200	0,1	40	60
1,0	40	50
0,1	100	40
1,0	100	30
0,1	180	10
1,0	190	5

^+к— -(^ло² + w„„)²) + ^ -<<5(а<,„)² + <W«)²),      (6.15)

где ko_T , к_гвс — коэффициенты отбора тепловой энергии в контур отопления и на ГВС соответственно, определяемые по формулам:

(6.16)

к_гвс=——^———-,                     (6.17)

772

—^■(t -t } + kt

\ гвс хи/

т

‘ от

где т_гвс/т_от — отношение масс воды в трубопроводе ГВС и в контуре отопления в одинаковых единицах,

At -разность температур воды в подающем и обратном трубопроводе, °C, tree — верхний предел диапазона измерений температуры ГВС, °C, t_xll — температура холодного источника (в трубопроводе подпитки), °C,

8b(Q) — предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете тепловой энергии воды, %,

5(At) — относительная погрешность комплекса при измерении разности температур в подающем и обратном трубопроводе, определяемая по формуле (6.13),

8(М_0Т) — относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) воды на отопление в подающем или обратном трубопроводе (в зависимости от точки отбора воды на ГВС), %, определяемая по формуле (6.10),

8(At_rBC) — относительная погрешность комплекса при измерении разности температур воды в трубопроводе ГВС и трубопроводе подпитки (холодного источника), определяемая по формуле (6.13), относительно температуры холодного источника, заданной условно-постоянной величиной — по формуле (6.12),

8(М_ГВС) — относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) воды на ГВС, %, определяемая:

• — при измерении расхода в трубопроводе ГВС (подпитки) по формуле (6.10),

• — при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах по формуле: где 8(М_П0Д) — относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) воды в подающем трубопроводе, %, определяемая по формуле (6.10), 8(М_обр) — относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) воды в обратном трубопроводе, %, определяемая по формуле (6.10), т_ПОд/т_Гвс — отношение масс воды подающем трубопроводе и в трубопроводе ГВС в одинаковых единицах,

  

  (6.18)

т_обр/п1_ГВс — отношение масс воды в обратном трубопроводе и в трубопроводе ГВС в одинаковых единицах.

• 6.7.8.3 Относительную погрешность ИК тепловой энергии паровых систем теплоснабжения (8(Qnc)), %, определяют по формуле:

S(Qnc) =                   ,                                 (6.19)

где MQ) — предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете тепловой энергии пара, %,

8(М_ПОД) — относительная погрешность комплекса при измерении массы (расхода) пара в подающем трубопроводе, определяемая по формуле (6.10).

• 6.7.8.4 Результаты считают положительными, если :

— для каждого ИК открытых водяных систем теплоснабжения при измерении расхода в подающем (или обратном) трубопроводе и в трубопроводе ГВС (подпитки), а также закрытых водяных систем теплоснабжения и отдельных трубопроводов во всех поверяемых точках рассчитанные значения 8(Q3bc), 8(Qobc) находятся в интервале ± (2+12/At + 0,0rG_max/G_mi_n), где G_min, G_max — нижний и верхний пределы диапазона измерений ИП расхода в подающем трубопроводе;

• — для каждого ИК открытых водяных систем теплоснабжения при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах рассчитанные значения 8(Qobc)j %, во всех поверяемых точках находятся в интервалах:

при отношении ш_Обр/ш_под < 0,5 , в диапазоне At (от 3 до 20 °C), %…………..±5,

при отношении т_обр/т_под < 0,95 , в диапазоне At (свыше 20 до 200) °C, % … ± 4, где т_под , т_Об_Р — масса воды в подающем и обратном трубопроводах

соответственно, в одинаковых единицах;

At — разность температур в подающем и обратном трубопроводах, °C

• — для каждого ИК тепловой энергии паровых систем теплоснабжения рассчитанные значения (8(Qnc) находятся в интервале ± 3 %.

• 6.7.9 Определение относительной погрешности ИК электроэнергии

  • 6.7.9.1 Относительную погрешность ИК электроэнергии (8(W)), %, определяют по формуле:

%W) =^,(И’)^!+г„(ж)^!,                               (6.20)

где 8_B(W) — предел допускаемой относительной погрешности преобразователя расчетно-измерительного при расчете электроэнергии, %,

§n(W) — предел допускаемой относительной погрешности ИП электроэнергии, %.

• 6.7.9.2 Результаты считают положительными, если для каждого ИК электроэнергии рассчитанные значения 8(W) находятся в интервале ± 2 %.

• 6.7.10 Определение суточного хода часов

  • 6.7.10.1 Суточный ход часов комплекса определяют при поверке преобразователей расчетно-измерительных.

• 6.7.11 Результаты расчета регистрируют в протоколе поверки произвольной формы.

6.8 Оформление результатов поверки

• 6.8.1 При положительных результатах поверки комплекс признают пригодным к эксплуатации и оформляют свидетельство о поверке в соответствии с Приказом Минпромторга № 1815 от 02.07.2015 г. или регистрируют результаты в таблице 6.3.

• 6.8.2 При отрицательных результатах поверки комплекс признают непри

годным к дальнейшей эксплуатации, выдают извещение о непригодности с указанием причин в соответствии с Приказом Минпромторга №  1815

от 02.07.2015 г. и регистрируют результаты в таблице 6.3.

(Измененная редакция, Изм. № 1).

Таблица 6.3

Дата поверки	Результаты поверки	Дата следующей поверки	Подпись поверителя и знак поверки

• 7 ТЕКУЩЕЕ ТЕХНИЧЕСКОЕ ОБСЛУЖИВАНИЕ И РЕМОНТ

7.1 Ремонт

• 7.1.1 Ремонт комплекса производится на предприятии-изготовителе.

7.2 Сведения о рекламациях

• 7.2.1 При обнаружении неисправности комплекса в период действия гарантийных обязательств, а также при обнаружении некомплектности при первичной приемке комплекса, потребитель должен выслать в адрес предприятия-изготовителя письменное извещение со следующими сведениями:

заводской номер комплекса, дата выпуска и дата ввода комплекса в эксплуатацию; сведения о наличии пломб предприятия-изготовителя; сведения о характере дефекта (или некомплектности); сведения о наличии у потребителя контрольноизмерительной аппаратуры для проверки комплекса; адрес, по которому должен прибыть представитель предприятия-изготовителя, номер телефона.

• 7.2.2 При обнаружении неисправности комплекса по истечении гарантийных сроков, потребитель должен выслать в адрес предприятия-изготовителя неисправные ИП и преобразователи расчетно-измерительные с заполненными формулярами и формуляром на комплекс с письменным извещением и описанием дефекта.

• 7.2.3 Адрес предприятия-изготовителя: 620027, г. Екатеринбург, Луначарского, 48 — 60.

• 7.2.4 Рекламации регистрируют в таблице 7.1

Таблица 7.1

Дата предъявления рекламации	Краткое содержание	Меры, принятые по рекламации

• 8 ТРАНСПОРТИРОВАНИЕ И ХРАНЕНИЕ

8.1 Транспортирование

• 8.1.1 Транспортирование упакованного комплекса должно производиться в крытых транспортных средствах всеми видами транспорта, авиатранспортом только в герметизированных и отапливаемых отсеках.

8.2 Хранение

• 8.2.1 Хранение комплекса должно производиться в соответствии с требованиями ГОСТ Р 52931.

9 ДВИЖЕНИЕ ИЗДЕЛИЯ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ

Таблица 9.1

Поступил	Фамилия, должность и подпись лица, ответственного за приемку	Отправлен	Фамилия, должность и подпись лица, ответственного за отправку
Откуда	Номер и дата наряда	Куда	Номер и дата наряда

Всего в документе 27 пронумерованных страниц. Отпечатано в России.

27

Многофункциональный многоканальный измерительный комплекс ТЭКОН-20К (комплекс учета энергоносителей) предназначен для измерения расхода, давления, температуры, массы и объема жидкостей, пара, газов и газовых смесей, измерений тепловой энергии в закрытых и открытых системах теплоснабжения, системах охлаждения и в отдельных трубопроводах при определении расхода с помощью сужающих устройств (СУ) – диафрагм и сопел ИСА 1932, осредняющих трубок TORBAR и ANNUBAR 485 или расходомерами с унифицированными токовыми, импульсными, частотными и цифровыми интерфейсными выходами, контроля измеряемых параметров среды, а также для измерений электрической энергии, в том числе по двухтарифной схеме.

Область применения комплекса ТЭКОН-20К – измерительные системы коммерческого учета, автоматизированного контроля и управления технологическими процессами (АСУ ТП) на промышленных предприятиях, теплопунктах, теплостанциях, электростанциях, газораспределительных станциях (ГРС, ГРП), нефтегазодобывающих предприятиях, предприятиях коммунального хозяйства и в холодильной промышленности.

Измерительные комплексы ТЭКОН-20К для учёта газов и газовых смесей ( в том числе природного и влажного нефтяного газа, кислорода О2, диоксида углерода СО2, азота N2, аргона Ar, водорода H2, ацетилена C2H2, аммиака NH3, приведённого к стандартным условиям) различаются, в зависимости от состава, уровнем точности измерений (от 0,75% с учетом всех дополнительных погрешностей) и не различаются по исполнениям для жидкостей и пара.

Комплексы ТЭКОН-20К каждого исполнения выпускаются в двух вариантах – основном и «Т», различающимися вариантом исполнения преобразователей расчетно-измерительных по условиям эксплуатации (основном или «Т» соответственно).

Опросный лист на измерительный комплекс ТЭКОН-20К

Состав комплекса ТЭКОН-20К определяется в зависимости от вида измерительной системы.

Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К, в зависимости от состава, может иметь до 64 измерительных каналов (ИК) для измерения следующих параметров среды:

— массы, объема (расхода);

— давления;

— разности давления;

— температуры;

— тепловой энергии;

— электроэнергии.

Отличительной особенностью измерительного комплекса ТЭКОН-20К является возможность малозатратной модернизации с применением современных контроллеров ТЭКОН-19 существующих узлов учета энергоресурсов без замены имеющихся исправных первичных преобразователей расхода, давления и температуры, прошедших поверку с положительными результатами.

Поверка комплекса ТЭКОН-20К проводится поэлементно (расчетным методом). Порядок и периодичность поверки первичных ИП и преобразователей расчетно-измерительных определены соответствующими методиками поверки. Интервал между поверками (МПИ) 4 года.

Основные функции измерительного комплекса ТЭКОН-20К:

— суммирование нарастающим итогом расхода и тепловой энергии среды;

— расчет средних по времени и средневзвешенных по расходу значений температуры и давления среды в трубопроводе;

— измерение текущего времени,

— фиксация времени исправной и неисправной работы;

— хранение измеренных параметров в виде интервальных; почасовых, суточных и месячных архивов;

— передача данных об измеренных значениях по цифровым интерфейсам RS-485, RS-232, Ethernet, GSM/GPRS через встроенный интерфейс CAN-BUS и соответствующие адаптеры, выпускаемые предприятием – изготовителем.

Стоимость измерительного комплекса ТЭКОН-20К зависит от состава, общего объема заказа, цен на доп. оборудование и других ценообразующих факторов.
Опросный лист на измерительный комплекс ТЭКОН-20К
Цена комплекса ТЭКОН-20К высылается по запросу.
*- Конкретные условия поставки и цены, как заказать (купить) измерительный комплекс ТЭКОН-20К, а также наличие на складе или срок изготовления/производства уточняйте у менеджеров отдела продаж по электронной почте и телефону, указанным в разделе сайта Контакты.

При крупных оптовых партиях и на проектные заказы цена формируется индивидуально, исходя из объема партии, достигнутых договоренностей и адреса объекта.

---

1. Технические характеристики измерительного комплекса ТЭКОН-20К

1.1. Состав измерительного комплекса ТЭКОН-20К

Измерительные комплексы учета энергоносителей ТЭКОН-20К выпускаются в 5 исполнениях для газов и газовых смесей, различающихся уровнем точности измерений (А, Б, В, Г1, Г2) и не различаются по исполнениям для жидкостей и пара.

Измерительный комплекс ТЭКОН-20К является составным изделием. Комплектность ТЭКОН-20К приведена в следующей таблице.

Наименование	Кол-во
Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19	1-16
Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19Б	1-16
ИП расхода и счетчики электроэнергии	0-64
ИП температуры	0-64
ИП абсолютного и избыточного давления	0-64
ИП разности давления	0-64
Барьеры искрозащиты	0-256
Руководство    по    эксплуатации    (методика поверки представлена в разделе 6 «Поверка»)	1

Состав комплекса определяется в зависимости от вида измерительной системы и оговаривается при заключении договора между поставщиком и потребителем измеряемой среды.

Опросный лист на измерительный комплекс ТЭКОН-20К

Измерительные каналы объединены в группы по измеряемой среде и трубопроводам. В каждой группе указан порядковый номер и назначение группы, перечислены наименования измерительных каналов, входящих в состав группы, и средства измерений, входящие в состав ИК этой группы.

Комплексы ТЭКОН-20К состоят из следующих компонентов (средств измерений (СИ):

– преобразователей расчетно-измерительных ТЭКОН-19, ТЭКОН-19Б;

– измерительных преобразователей (ИП) расхода (ультразвуковые, электромагнитные, турбинные, ротационные или вихревые расходомеры или счетчики, диафрагмы и сопла ИСА 1932 в соответствии с ГОСТ 8.586.5-2005 или осредняющие напорные трубки TORBAR и ANNUBAR 485, кориолисовые расходомеры массы) с токовым, частотным, импульсным или цифровым интерфейсным выходом, имеющих пределы допускаемой относительной погрешности при измерении расхода жидкости в интервале ± 2,0 %; при измерении расхода пара в интервале ± 2,5 %; при измерении расхода газа и газовых смесей – в соответствии с таблицей ниже;

– счетчиков электрической энергии с импульсным или цифровым интерфейсным выходом, имеющих пределы допускаемой относительной погрешности
в интервале ± 2,0 %;

– измерительных преобразователей абсолютного и избыточного давления с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом, имеющих
класс точности не ниже 0,5;

– измерительных преобразователей разности давления с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом, имеющих класс точности не
ниже 0,5;

– измерительных преобразователей температуры классов А, В, С по ГОСТ 6651-2009, в том числе, с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом;

– барьеров искрозащиты, имеющих пределы допускаемой относительной (приведенной) погрешности в интервале ± 0,1 %.

Комплексы ТЭКОН-20К каждого исполнения выпускается в двух вариантах – основном и «Т», различающимися вариантом исполнения преобразователей расчетно-измерительных по условиям эксплуатации (основном или «Т» соответственно).

1.2. Метрологические параметры измерительного комплекса ТЭКОН-20К

Диапазоны измерений параметров среды

Среда	Температура,°С	Давление, МПа (абсолютное)	Разность давлений на СУ, кПа	Масса, кг; Объем, м3; Расход, м3/ч
Вода	от 0 до 200	от 0,1 до 5,0	от 0,01 до 5000	от 10-6 до 106
Пар	от 100 до 600	от 0,1 до 30,0	от 0,01 до 5000
Природный газ	от -23,15 до +76,85	от 0,1 до 30,0	от 0,01 до 3000
Нефтяной газ	от -10 до +226	от 0,1 до 15,0	от 0,01 до 3000
Воздух	от -50 до +120	от 0,1 до 20,0	от 0,01 до 5000
О2, Н2, Ar, A,CH3	от -73,15 до +151,85	от 0,1 до 10,0	от 0,01 до 2500
СО2, C2H2	от -53,15 до +151,85	от 0,1 до 10,0	от 0,01 до 2500
Смесь газов	от -73,15 до +126,85	от 0,1 до 10,0	от 0,01 до 2500
Нефть и нефтепродукты	от -50 до +100	от 0,1 до 10,0	–

Погрешности измерений температуры, давления, массы, расхода и объема газов и газовых смесей

Наименование измерительного канала (ИК)	Пределы допускаемой относительной погрешности, %, для уровня точности измерений
А	Б	В	Г1	Г2
ИК термодинамической температуры	± 0,2	± 0,25	± 0,3	± 0,5	± 0,6
ИК абсолютного давления	± 0,3	± 0,45	± 0,85	± 1,2	± 1,7
ИК массы, расхода и объема в рабочих условиях при измерении расходомерами массового и объемного расхода соотв.	± 0,5	± 0,75	± 1,0	± 2,0	± 1,5
ИК массы, расхода и объема, приведенных к стандартным условиям при измерении расходомерами объемного расхода	±0,75	± 1,0	± 1,5	± 2,5	± 2,5
ИК массы, расхода и объема, приведенных к стандартным условиям при измерении методом перепада давления	± 0,5	± 0,75	± 1,0	± 1,5	± 2,0

Погрешности измерений массы, тепловой энергии жидкостей и пара, электроэнергии и часов

Наименование измерительного канала (ИК)	Значение погрешности
ИК температуры жидкостей и пара (Δt), оС	±(0,6+0,004·|t|)
ИК давления (γP) и разности давления (γΔP) жидкостей, % от ВПИ	± 2
ИК давления (γP) и разности давления (γΔP) пара, % от ВПИ	± 1
ИК массы жидкости в диапазоне от 4 % до 100 % ВПИ (δИК), %	± 2
ИК массы пара в диапазоне от 10 % до 100 % ВПИ (δИК), %	± 3
ИК тепловой энергии открытых водяных систем теплоснабжения при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах (δИК), %:- при отношении mобр/mпод ≤ 0,5, в диапазоне Δt (от 3 до 20 включ.) °С — при отношении mобр/mпод ≤ 0,95,в диапазоне Δt (св. 20 до 200) °С, где mпод и mобр – масса воды в подающем и обратном трубопроводах.	± 5 ± 4
ИК тепловой энергии закрытых водяных систем теплоснабжения и отдельных трубопроводов, а также открытых водяных систем теплоснабжения при прямом измерении расхода ГВС (подпитки) (δИК), %	±(2+12/Δt + 0,01·Qmax/Qmin)
ИК тепловой энергии паровых систем теплоснабжения и систем охлаждения (δИК), %	± 3
ИК электроэнергии (δИК), %	± 2
Пределы допускаемого суточного хода часов (Δτ), с	± 9

1.3. Условия эксплуатации комплекса ТЭКОН-20К

ИП комплекса устойчивы и прочны к воздействию температуры и влажности окружающего воздуха по группам исполнения Д, преобразователи
расчетно-измерительные – С3 по ГОСТ Р 52931 (для варианта «Т» – группе С2).

Комплекс ТЭКОН-20К устойчив и прочен к воздействию атмосферного давления по группе исполнения Р1 по ГОСТ Р 52931.

ИП устойчивы и прочны к воздействию механических нагрузок по группе исполнения N4, преобразователи расчетно-измерительные – V1 по
ГОСТ Р 52931.

По защищенности от воздействий окружающей среды ИП комплекса соответствуют степени защиты не хуже IP54, преобразователи расчетноизмерительные – IP20 по ГОСТ 14254.

Комплекс прочен к воздействию климатических факторов и механических нагрузок в транспортной таре при транспортировании автомобильным и
железнодорожным транспортом, а также авиатранспортом в герметизированных и отапливаемых отсеках по ГОСТ Р 52931

Средняя наработка на отказ комплекса 70000 ч. Критерием отказа является несоответствие требованиям ТУ.

Средний срок службы комплекса 12 лет. Критерием предельного состояния является превышение затрат на ремонт свыше 50 % стоимости нового
комплекта ИП и преобразователей расчетно-измерительных.

Среднее время восстановления работоспособного состояния комплекса не более 8 ч.

Первичные ИП и преобразователи расчетно-измерительные, входящие в ИК тепловой энергии водяных систем теплоснабжения соответствуют требованиям ТР ТС 020/2011, ГОСТ Р ЕН 1434-4-2011, ГОСТ Р 51649-2014 по электромагнитной совместимости.

---

2. Возможные ошибки при оформлении заказа на комплекс учета ТЭКОН-20-К

При заказе комплекса учета энергоресурсов ТЭКОН-20-К рекомендуем быть внимательными при оформлении заказа, в т.ч. учитывать возможные варианты записи обозначения и встречающиеся ошибки при заказе. Например, нам доводилось сталкиваться с такими ошибками в заявках:
— неправильное или некорректное название прибора: комплект газоучета учета газа нефти нефтепродуктов, газоизмерительный комплекс комплект, счетчик газа нефти нефтепродуктов, расходомер газа нефти нефтепродуктов, сигнализатор расхода газорасхода, индикатор потока газопотока, детектор, измерительный преобразователь, регистратор, флуометр, флоуметр, датчик потока, контроллер, газорасходомер, газоизмеритель,газоанализатор, газосигнализатор, счетчик газов, газосчетчик, газовый счётчик, прибор учета газоучета, скоростемер и т.п.
— неправильные обозначения модели: ТЭКОН20К, ТЭКОН20-К, ТЭКОН-20-К, ТЕКОН-20К, ТЕКОН20, ТЭКОМ-20, ТЭКОН-20ГК (другая модель); TEKOH-20 (латиницей вместо кириллицы) и т.д и т.п.
— ошибки написания связанные с переводом, транслитерацией или раскладкой клавиатуры, например: measuring complex TEKON-20K, energy accounting complex TEKON-20K, izmeritelnyj kompleks tehkon-20k, N»RJY-20R, N»RJY20 (в En-раскладке) и т.д. и т.п.

———————————————————
>>> СКАЧАТЬ ФАЙЛ <<<
———————————————————
Проверено, вирусов нет!
———————————————————

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

.

Эксплуатационная документация на ТЭКОН-20К состоит из настояще- го руководства по эксплуатации, совмещенного с формуляром. Настоящее руководство распространяется на Комплекс учета энергоноси-. водство по эксплуатации ТЭКОН-20К и средств поверки. Руководство по эксплуатации (Размер: 235,52 Кб Обновлен: 17.08.2017). Свидетельство об утверждении типа СИ с описание типа (Размер: 4,20 Мб. Информационное письмо о соответствии ТЭКОН-17 и ТЭКОН-19 ГОСТ. Руководство по эксплуатации (Размер: 638,29 Кб Обновлен: 13.01.2015). При вводе ТЭКОН-19 в эксплуатацию необходимо отметить дату ввода прибора в. G. T20. 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36. ТЭКОН 17Т, ТЭКОН 20К, ИМ2300Т). Внесен в Госреестр средств измерений под. №16098 02, сертификат №12877. Санитарно эпидемиологическое. предприятиями (счетчики тепла СТД, ТСК-5, Эльф, Карат-ТМК.10, ТЭКОН- 20К, ИМ2300Т). Руководство по эксплуатации расходомера МЕТРАН 300 ПР. Комплекс учета ТЭКОН-20К. коммунального хозяйства в условиях круглосуточной эксплуатации. Pусский. Инструкции и руководства по эксплуатации. ООО НПО «Текон-Автоматика». Инструкция оператора АСУД СТД ( Системный телефон диспетчера). Руководство администратора, 20-08- 2015. 20. Приложение Г Датчик расхода ДРГ.М. Схема подключения. Настоящее руководство по эксплуатации распространяется на датчик расхода газа. ДРГ. троллером МИКОНТ-186, или ТЭКОН 17 , или ИМ 2300) может. г. Москва, 3-я Хорошевская улица, дом 20. Группа компаний «ТЕКОН» обладает многолетним опытом деятельности в сфере промышленной. Инструкция по эксплуатации, содержащая указания по эксплуатации как всей. теплознергоконтроллер ТЭКОН 17“ (ТУ 4213-041-44147075-2000);. датчики температуры, давления и плотности с токовым выходом 4-20 мА. Руководство по эксплуатации 31 1.00.00.000-01 РЭ 1 экз. модификация СВГ. М. диапазоне значений от 0,04 до 20 т (м3) и не имеет аналогов в. России. Поддерживая программы. эксплуатации расходомеров Метран-300ПР в различных отраслях. ТЭКОН-19. руководство по эксплуатации;. методика. Напряжение источника питания: от 20 до 32 В пост. тока, 24 Вт. зователей ТЭКОН 19 предназначена для. руководство по эксплуатации Т10.00.60. Инструкция ознакомит вас с новыми функциями, которые обеспечат некоторые преимущества в работе: — Непринужденный контроль благодаря. также контакты, руководства по эксплуатации, сертификаты, интересные статьи. комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К. В составе этого. Руководство по эксплуатации комплексов учета энергоносителей ТИРЭС-Т Руководство по эксплуатации теплоэнергоконтроллера ТЭКОН-19 20. 22,5. ЭВАН EXPERT -24. 2,67. 5,33. 8. 10,67 13,33 16. 18,67 21,33 24. ЭВАН EXPERT -27. руководство по эксплуатации ЛИТЯ.681936.053РЭ. 1 шт. — закладная. ратуры из числа предустановленных(Ткомф/Тэкон). 3 Клавиша. Руководство по эксплуатации (РЭ) предназначено для изучения устройства, работы. сигналу постоянного тока с предельными значениями от 4 до 20. ЛОГИКА 7761. Руководство по эксплуатации. ем должно быть не менее 20 МОм – это требование обеспечивается вы- бором кабелей и качеством.

Изделие зарегистрировано в Госреестре под номером 35615-07

НАЗНАЧЕНИЕ И ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

Комплексы учета энергоносителей ТЭКОН-20К (в дальнейшем — ТЭКОН-20Х или комплексы) предназначены для измерения количества и массы энергоносителей типа: вода, перегретый пар, сухой насыщенный пар, сухой природный газ, сжатый воздух, кислород, углекислый газ; тепловой энергии, переносимой энергоносителями типа: вода, перегретый пар, сухой насыщенный пар, сухой природный газ; контроля параметров всех перечисленных энергоносителей в закрытых и открытых системах теплоснабжения и в отдельных трубопроводах при определении расхода методом переменного перепада давления на сужающих устройствах, установленных на трубопроводах диаметром от 50 до 1000 мм, или расходомерами различных типов с цифровыми, токовыми, числоимпульсными или частотными выходами, а также для измерения количества электрической энергии, в том числе по двухтарифной схеме.

Область применения — измерительные системы коммерческого учета, автоматизированного контроля и управления технологическими процессами на теплопунктах, теплостанциях, газораспределительных станциях, в квартирах, коттеджах и прочих объектах коммунального хозяйства в условиях круглосуточной эксплуатации.

Принцип действия ТЭКОН-20К основан на измерении расхода, давления, температуры и массы энергоносителей энергоносителей, количества газа в стандартных условиях, количества тепловой и электрической энергии и отображении результатов измерения на дисплее конроллера.

Расход энергоносителей измеряется расходомером в соответствии с ПР 50.2.019-2006 или методом переменного перепада давления в соответствии с ГОСТ 8.586.5-2005.

Во время работы ТЭКОН-20К проводит измерение астрономического времени, времени исправной и неисправной работы узла учета, проводит интегрирование по времени тепловой энергии и количества энергоносителя, а также рассчитывает средние значения температуры и давления энергоносителя в трубопроводе и хранит их в виде почасовых, суточных и месячных архивов.

В состав ТЭКОН-20К входят первичные измерительные преобразователи (ИП) и контроллеры, типы которых приведены в таблице 1.

В измерительных каналах (ИК) тепловой энергии применяются Pffl, имеющие действующие сертификаты соответствия обязательным требованиям НД, предьявляемым к теплосчетчикам и их составным частям.

В ИК массы воды и количества тепловой энергии водяных систем теплоснабжения при измерении методом переменного перепада давления применяются ИП разности давлений класса точности не ниже 0,25 или расходомеры с основной относительной погрешностью не более 2% в диапазоне измерения расхода от 0,04-Gmax до Gmax J где Ощах » верхний предел диапазона измерения ИП.

В ИК температуры применяются ИП температуры классов А и В по ГОСТ 6651-94.

Таблица 1 — Типы средств измерения (СИ), входящих в состав ТЭКОН-20К

Таблица 1 — Типы средств измерения (СИ), входящих в состав ТЭКОН-20К

Наименование	Обозначение	Номер в госреестре СИ
контроллеры
ТЭКОН-17	ТУ 4213-041-44147075-00	20812-06
ТЭКОН-19	ТУ 4213-060-44147075-02	24849-03
ТЭК0Н-19Б	ТУ 4213-091-44147075-07	*1)
ИП расхода
Метран-ЗООПР	ТУ 4213-026-12580824-96	16098-02
Метран-ЗОЗПР	ТУ 4213-051 -125 80824-2006	31913-06
Метран-305Г[Р	ТУ 4213-048-12580824-2004	28383-04
Метран-320	ТУ 4213-026-12580824-96	24318-03
Метран-350	ТУ 4213-039-12580824-2003	25407-05
Метран-360	ТУ 4213-040-12580824-2002	23814-03

Наименование	Обозначение	Номер в госреестре СИ
Метран-370	ТУ 4213-053-12580824-2006	32246-06
ДРК-3 •	ТУ 4213-007-17805794-00	20003-05
ДРК-4	ТУ 4213-009-17805794-04	29345-05
ЭРИС.В	ТУ 39-1258-88	12326-03
ВСТ	ТУ 4213-001-03215076-92	23647-02
UFM 001	ТУ 4213-007-05784911-94	14315-00
UFM 005	ТУ 4213-005-11459018-97	16882-97
UFM 3030	ТУ 4213-003-33530463-2006	32562-06
US800	US800.421364.001 ТУ	21142-06
ДРГ.М	ТУ 39-0148346-001-92	26256-06
СГ	ТУ4213-001-07513518-02	14124-03
ВЭПС	ТУ 4213-002-12560870-2000	14646-05
УРЖ2К	ТЕСС.421457.013 ТУ	19094-05
УРЖ2КМ	ТВСС.421457.014ТУ	23363-02
ПРЭМ	ТУ 4213-039-50932134-2002	17858-06
УРСВ «Взлет MP»	ТУ 4213-012-44327050-99	28363-04
УРСВ-ОЮМ «Взлет PC»	ТУ 4213-035-44327050-97	16179-02
«Взлет ЭР»	ТУ 4213-041-44327050-00	20293-05
ВПС	ТУ 407131.002.29524304-2000	19650-05
СХВ, СГВ	ВИАД2.833.002ТУ	16078-05
СВМ	ВИАД2.833.007ТУ	22484-02
свмт	ПДЕК40.7221.001ТУ	28747-05
АГАТ	ТУ 4213-007-45737844-00	21918-06
«ЭМИС-ВИХРЬ» ЭВ-200	ТУ 4213-017-00201-2004	28602-05
ТИРЭС	ТУ 4213-100-544146-05	29826-05
ИРВИС-КЗОО	ИРВС 9102.0000.00 ТУ	25336-03
DYMETIC-1001	ТУ 4213-007-12540871-2002	20365-03
DYMETIC-1202	ТУ 4213-015-12540871-2004	28125-04
DYMETIC-1204	ТУ 4213-017-12540871-2005	31876-06
DYMETIC-1222	ТУ 4213-014-12540871-2004	28126-04
8700	ТД фирмы «Emerson Process Management, Rosemount Inc.», США	14660-03
8700	ТУ 4213-050-12580824-2005	14660-03
8800	ТД фирмы «Fisher-Rosemount», США	14663-06
BK-G1,6; BK-G2,5 ;BK-G4; BK-G6; BK-GIO; BK-G16; BK-G25	ТД ф. «Elster Handel GmbH», Германия	14080-06

Наименование	Обозначение	Номер в госреестре СИ
RVG .	ТД ф. «Elster Handel GmbH», Германия	28247-04
RVG	ТУ 4213-024-48318941-98	16422-01
V-Bar	ТД фирмы «ЕМСО», США	14919-06
ТМР	ТД фирмы «ЕМСО», США	14920-06
PhD	ТД фирмы «ЕМСО», США	14918-06
YEWFLODY	ТД ф/’Yokogawa Electric Соф.»,Япония	17675-04
ADMAG	ТД ф.»Уоко£аша Electric Согр.»Дпония	17669-04
TZ/FLUXI	ТД фирмы «Actaris», Германия	14350-98
Prowirl	ТД фирмы «Endress+Hauser GmbH+Co. KG», Германия	15202-04
Promag	ТД фирмы «Endress+Hauser GmbH+Co. KG», Германия	14589-04
SIMA FC2	ТД ф. «SIMA Servis spol.s.r.o.», Чехия	18120-99
ETW, ETH	ТД ф. «Karl Adolf Zenner», Германия	13667-06
MTW, MTH	ТД ф. «Karl Adolf Zenner», Германия	13668-06
Volumex (VLX1,5;E-TQN1,5;2,5)	ТД ф. «Sensus Metering Systems a.s.», Словакия	23556-02
MT50 QN, MST50 QN, M-T90 QN, MT50 QN-T	ТД ф. «Sensus Metering Systems a.s.», Словакия	23554-02
M-T150QN	ТД ф. «Sensus Metering Systems a.s.»	23553-02
счетчики электрической энергии no ГОСТР 52321-2005, ГОСТP 52322-2005
ЦЭ6807Б	ТУ 4228-029-46146329-2000	13119-06
ЦЭ6803В	ТУ 4228-010-04697185-97	12673-06
СЭО-1	ИЛГШ.411152.064 ТУ	18149-02
СЭТАМ-М	ЛИМГ.411152.013ТУ	27432-04
ИП давления и разности давлений
Метран-49	ТУ 4212-008-12580824-99	19396-00
Метран-55	ТУ 4212-009-12580824-98	18375-03
Метран-100	ТУ 4212-012-12580824-2001	22235-01
Метран-150	ТУ 4212-022-12580824-2006	32854-06

Наименование	Обозначение	Номер в госреестре ей
КРТ5	ТУ 4212-174-00227459-99	20409-00
МИДА-ДИ-12П	ТУ 4212-043-18004487-2003	17635-03
МИДА-13П	ТУ 4212-044-18004487-2003	17636-03
АИР-10	ТУ 4212-029-13282997-06	31654-06
АИР-20/М2	ТУ 4212-064-13282997-05	30402-05
Корунд	ТУ 4212-001-29301297-01	14446-05
Сапфир-22МП	РИБЮ 406233.ОЗЗТУ	19056-05
сдв	АГБР.406239.001ТУ	28313-04
НТ	ТУ РБ 300044107.006-2003	26817-04
3051	ТД фирмы «Rosemount Inc.», США	14061-04
3051	ТУ 4212-021-12580824-2006	14061-04
3051S	ТД фирмы «Emerson Process Management, Rosemount Inc.», США	24116-02
EJA	ТД ф.»УокоЕаша Electric еогр.»,Япония	14495-00
EJX	ТД ф.»Уоко§а\уа Electric еоф.»,Япония	28456-04
Cerabar S РМР	ТД фирмы «Endress+Hauser GmbH+Co»	16779-04
Cerabar S PMC	ТД фирмы «Endress+Hauser GmbH+Co»	16780-04
Deltabar S(PMD,FMD)	ТД фирмы «Endress+Hauser GmbH+Co»	16781-04
Deltabar S(PMD,FMD) 230	ТД фирмы «Endress+Hauser GmbH+Co»	16782-04
DMP, HMP331,LMP	ТД ф.»ВО Sensors s.r.o.», Чехия	23574-02
ИП температуры no ГОСТ 6651-94
Метран-250	ТУ 4211-006-12580824-2001	21969-06
Метран-270	ТУ 4211-003-12580824-2001	21968-05
теп «Метран-200»	ТУ 4211-002-12580824-2002	19982-00
тем «Метран-200»	ТУ 4211-002-12580824-2002	19983-00
теп Метран-226, Метран-227, Метран-228	ТУ 4211-011-12580824-2003	26224-03
теп	ТУ 4211-002-31846771-01	24012-02
тем	ТУ 4211-002-31846771-01	24013-02
теп 002	ДДЖ2.821.002ТУ	14013-99
теоо4	ТУ 4211-001-18121253-96	16661-97
теоо5	ТУ 4211-001-18121253-96	14763-97
теп18б,теп187,теп188	ТУ 4211-009-45502851-01	23399-02
тем 0618	ТУ 4211-018-02566817-01	21828-01

Наименование	Обозначение	Номер в госреестре ей
теп 9201	50-92 ДДТТТ 2.822.000 ТУ	13587-01
тем 9201	50-93 2.822.027 ТУ	14237-94
теп 9203	50-93 ДДТТТ 2.822.001 ТУ	14238-94
тем 9203	50-93 ДДТТТ 2.822.012 ТУ	14239-94
теп 9418, тем 9418	50-95 ДДТТТ 2.822.022 ТУ	15196-96
тем 9417, теп 9417,	50-98 ДДТТТ 0.282.007 ТУ	18092-99
тем 9423, теп 9502,
тем 9501, теп 9501
теп 9721, тем 9721	50-99 ДДТТТ 2.822.124 ТУ	19919-00
тем-0193, тем-1293.	ТУ 311-00226253.035-93	33566-06
тем-1393, тем-0196.
тем-1193
теп-0193,теп-129з,	ТУ 311-00226253.037-93	33565-06
теп-1393, теп-0196
теп-1193,теп-1195
тем 322М, теп 322м	РГАЖ 0.282.003 ТУ	19945-05
теп-н	ТУРБ 14431873.001-97	17925-04
те (1088,1187,1288,1388)	ТУ 4211-012-13282997-04	18131-04
тепУ0104, тему 0104	ТУ 4211-061-13282997-04	29336-05
ТПТ-1	ТУ 4211-010-17113168-95	14640-05
ТПТ-2,ТПТ-3,ТПТ-4, ТПТ-5,	ТУ 4211-020-17113168-2006	12420-06
Г11Г-6	ТУ 4211-060-17113168-96
ТПТ-7,ТПТ-8,ТПТ-11 ,ТПТ-12	ТУ 4211-030-17113168-98	17466-98
ТПТ-13, ТПТ-14, ТПТ-15
ТПТ-17,ТПТ-19,ТПТ-21,	ТУ 4211-031-17113168-2006	21603-06
ТПТ-25Р
TR	ТД фирмы «WIKA Alexander Wiegand GmbH & ео. KG», Германия	17622-03 17619-03
ИПразности температур
КТПТР-01	ТУ 4211-070-17113168-95	14638-05
ктем, ктеп	ТУ 4211-004-12580824-2001	22130-01
ктеп-н	ТУ РБ 300044107.008-2002	24831-03
ПРИМЕЧАШТР,:
1. Испытания проведены с положительным результатом, акт от 09.06.2007.

Диапазоны измерения параметров энергоносителя приведены в таблице 2 Таблица 2

Диапазоны измерения параметров энергоносителя приведены в таблице 2 Таблица 2

	Температура,°С	Избыточное	Объемный расход, м /ч
Среда	давление, МПа	(в рабочих условиях)
Мин.	Макс.	Мин.	Макс.	Мин.	Макс.
Вода	0	200	0	5,0	0	34000
Пар	100	350	0	2,0	0	200000
Природный газ	-50	50	0	12,0	0	200000
Сжатый воздух	-50	120	0,1	20,0	0	200000
Кислород	-50	100	0	15,0	0	200000
Углекислый газ	-3	70	0,1	5,0	0	200000

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК массы воды , %…………………………………………………………………………………±2

Пределы допускаемой относительной погрешности ПК массы пара , %………………………………………………………………………………………±3

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК тепловой энергии открытых водяных систем теплоснабжения при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах, при отношении массы воды в подаюш;ем (тпод) и обратном (Шобр) трубопроводах в одинаковых единицах измерения Шобр/Шпод 0,5 , в диапазонах измерения разности температур (At) в подающем и обратном трубопроводах :

— от 3 до 20 °С, %…………………………………………………………………..±5

— от 20 до 200 °С, %………………………………………………………………..±4

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК тепловой энергии открытых водяных систем теплоснабжения при измерении расхода в подающем (или обратном) трубопроводе и в трубопроводе ГВС (подпитки) при разности температур в обратном трубопроводе (Up) и трубопроводе подпитки (txn) (to6p — txH) 1 °с , и разности температур (At) в подающем и

обратном трубопроводах в диапазоне от 3 до 200 °С, % …. ± (2+12/At+ 0,01- Gmax/G), где G и Gmax — текущее и наибольшее значения расхода теплоносителя в подающем трубопроводе соответственно.

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК тепловой энергии закрытых водяных систем теплоснабжения и отдельных трубопроводов при разности температур (At) в подающем и обратном трубопроводах (в отдельном трубопроводе относительно температуры холодного источника) в диапазоне от 3 до 200 °С, %………………………………………………± (2+12/At+ 0,01- G JG).

пределы допускаемой относительной погрешности ИК тепловой энергии паровых систем теплоснабжения

в диапазоне измерения расхода от 0,1 -Gmax ДО Gmax, %………………………………………

где Gmax — верхний предел диапазона измерения ИГТ расхода.

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК количества газа 5np(V), установленные в диапазоне измерения давления от 0,3-Ртах ДО Ртах > где Ртах — верхний предбл диапазона измерения ИП давления, и в диапазоне измерения расхода от Gmin ДО Gmax, где Gmin, Gmax » НИЖНИЙ И верхний пределы диапазона измерения ИП расхода, приведены в таблицах 3 и 4.

Пределы допускаемой погрешности ИК количества газа, ИК тепловой энергии и ИК массы воды и пара при измерении методом переменного перепада давления установлены при условии разбиения диапазона измерения разности давлений на поддиапазоны от 0,3-АРтах i ДР АРтах i с установкой ИП разности давлений для каждого поддиапазона, где АРтах i — верхний предел диапазона измерения i-ro ИП разности давлений.

Таблица 3 — Пределы допускаемой основной относительной погрешности РПС

Таблица 3 — Пределы допускаемой основной относительной погрешности РПС

Тип ИП расхода	Пределы допускаемой основной относительной погрешности 5np(V),%, в зависимости от значения расхода и класса точности ИП давления
от ( до 0,:	Jmin Gmax	от 0,1 Gmax ДО 0,2Gmax	от 0,2Gmax ДО 0,9Gmax	от 0,9Gmax ДО Gmax
0,25	0,5	0,25	0,5	0,25	0,5	0,25	0,5
PhD	±1,5	±2	± 1,5	±2	±1,5	±2	± 1,5	±2
Prowirl	±1,5	±2	±1,5	±2	±1,5	±2	±1,5	±2
Метран-360	±1,5	±2	±1,5	±2	±1,5	±2	±1,5	±2
ИРВИС-КЗОО	±1,5	±2	±1,5	±2	±1,5	±2	±1,5	±2
ДРГ.М	±2	±2,5	±1,5	±2	±1,5	±2	±2	±2,5
RVG	±2,5	±3	±1,5	±2	±1,5	±2	±1,5	±2
СГ	±2,5	±3	±2,5	±3	±1,5	±2	±1,5	±2
TZ/FLUXI	±2,5	±3	±2,5	±3	±1,5	±2	±1,5	±2
YEWFLO DY	±1,5	±2	±1,5	±2	±2	±2,5	±2	±2,5
V-Bar	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5
ТМР	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5
Метран-350	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5
ТИРЭС	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5
ЭВ-200	±3	±3,5	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5
АГАТ	±3,5	±’3,5	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5
ВК	±3,5	±3,5	±2	±2,5	±2	±2,5	±2	±2,5
DYMETIC-1222	±2,5	±3	±2,5	±3	±2,5	±3	±2,5	±3

Таблица 4 — Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК количества газа 5np(V),%, при измерении методом переменного перепада давления

Таблица 4 — Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК количества газа 5np(V),%, при измерении методом переменного перепада давления

Класс точности РШ перепада давления	Пределы допускаемой основной относительной погрешности 6np(V) в зависимости от класса точности ИП давления
ОД	0,25	0,5
0,1	± 1	± 1	±2
0,25	±1	±1	±2
0,5	± 1	±1,5	±2

Пределы допускаемой относительной погрешности ИК количества электрической энергии, %……………………………………………………±2

Пределы допускаемой абсолютной погрешности ИК температуры (t), °С………………………………………………………. ± (0,4+0,005-[ф

Пределы допускаемой основной относительной погрешности РПС давления, %…………………………………………………………±2

Пределы допускаемой основной относительной погрешности ИК разности давлений в диапазоне от 1 до 1600 кПа , %…………..±2

Пределы допускаемой относительной погрешности при измерении времени, %………………………………………………………….±0,01

Пределы допускаемой дополнительной

относительной погрешности РПС давления , %……………………..± Уд(Р)-Ртах/Ртт5

где Уд(Р) — предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП давления, % Pmin, Ртах » НИЖНИЙ И верхний пределы диапазона измерения РШ давления в одинаковых единицах измерения

Пределы допускаемой дополнительной

относительной погрешности ИК разности давлений, % ……..± Уд(АР)-АРтах/АРтт5

где уд(АР) — предел допускаемой дополнительной приведенной погрешности ИП разности давлений, %, APmin, APmax » НИЖНИЙ И верхний пределы диапазона измерения ИП разности давлений в одинаковых единицах измерения

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности ИК количества газа при измерении:

расходомерами, %…………………………………………………. (G)| + (Р)

методом переменного перепада давления, %……………..± 0,5 « д(АР) + Зд(Р)

где 6д(0) — предел допускаемой дополнительной относительной погрешности ИП расхода по его паспортным данным, %;

5д(Р) — предел допускаемой дополнительной относительной погрешности ИП давления по его паспортным данным, %; 5д(АР) — предел допускаемой дополнительной относительной погрешности ШТ разности давлений по его паспортным данным, %.

Пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности ИК количества газа при измерении давления газа ИП избыточного давления

(без ИП атмосферного давления), %…………………..± (Pamax-Painin)/2-(Pmin+Pamin),

где Pmin — нижний предел диапазона измерения избыточного давления в трубопроводе, МПа; Pamin, Pamax » НИЖНИЙ И верхний пределы диапазона изменения атмосферного давления, МПа.

Питание ТЭКОН-20К:

— промышленная однофазная сеть переменного тока

напряжение, В………………………………………………………… от 160 до 250

частота, Гц ……………………………………………………………. от 45 до 55

— внешний источник постоянного тока

напряжение, В ……………………………………………………….. от 15 до 42

— литиевая батарея контроллера

напряжение, В ……………………………………………………….. от 3,1 до 3,7

Габаритные размеры, масса и потребляемая мош;ность…………. определяются

составом комплекса

Рабочие условия эксплуатации контроллеров:

Температура окружаюш;его воздуха, °С от минус 10 до 50

Атмосферное давление, кПа от 84 до 106,7

Относительная влажность воздуха при температуре 35°С,%, не более 95

первичных ИП ………………………………………………………….. в соответствии

с ЭД на ИП

Средняя наработка на отказ, ч, не менее …………………………….. 35000

Средний срок службы, лет, не менее………………………………….. 12

ЗНАК УТВЕРЖДЕНИЯ ТИНА

Знак утверждения типа наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом и на лицевые панели контроллеров в соответствии с требованиями технической документации на них.

КОМПЛЕКТНОСТЬ

Комплект поставки ТЭКОН-20К приведен в таблице 5.

КОМПЛЕКТНОСТЬ

Комплект поставки ТЭКОН-20К приведен в таблице 5.

Таблица 5 — Комплект поставки ТЭКОИ-20]	ЕС .
Наименование	Тип	Кол-во
Комплекс в составе:	ТЭКОН-20К
— контроллеры	по таблице 1	от 1 до 16
— ИП расхода и счетчики электрической энергии	по таблице 1	до 64
— ИП разности давлений	по таблице 1	до 64
— ИП абсолютного и избыточного давления	по таблице 1	до 64
— ИП температуры и разности температур	по таблице 1	до 64
Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К. Руководство по эксплуатации (с методикой поверки, представленной в разделе 6)	Т10.00.93 РЭ	1
ЭД на СИ, входящие в состав, комплекса		в комплекте с СИ

ПОВЕРКА

Поверка ТЭКОН-20К проводится поэлементно в соответствии с разделом 6 «Поверка» руководства по эксплуатации Т 10.00.93 РЭ, согласованным с ФГУП «УНИИМ» в июле 2007 г.

Поверка каждого СИ, входящего в состав комплекса проводится в соответствии с эксплуатационной документацией на СИ или НД на поверку с применением указанного в них поверочного оборудования.

Межповерочный интервал — 4 года.

НОРМАТИВНЫЕ И ТЕХНИЧЕСКИЕ ДОКУМЕНТЫ

ГОСТ 8.017-79. геи. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений избыточного давления до 250 МПа.

ГОСТ Р 8.618-2006. геи. Государственная поверочная схема для средств измерений объемного и массового расхода газа.

ГОСТ 8.145-75. ГСИ. Государственный первичный эталон и общесоюзная поверочная схема для средств измерений объемного расхода жидкости в диапазоне от 3*10- до IOmVc.

ГОСТ 8.551-86. ГСИ. Государственный специальный эталон и государственная поверочная схема для средств измерений электрической мощности и коэффициента мощности в диапазоне частот 40-20000 Гц.

ГОСТ 8.558-93. ГСИ. Государственная поверочная схема для средств измерений температуры.

ГОСТ 12997-84. Изделия ГСП. Общие технические условия.

ГОСТ 6651-94. Термопребразователи сопротивления. Общие технические требования и методы испытаний.

ГОСТ Р 52321-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 11. Электромеханические счетчики активной энергии (классы точности 0,5; 1 и 2).

гост Р 52322-2005. Аппаратура для измерения электрической энергии переменного тока. Частные требования. Часть 21. Статические счетчики активной энергии (классы точности 1 и 2).

ГОСТ Р 51350-99. Безопасность электрических контрольно-измерительных приборов и лабораторного оборудования. Часть 1. Общие требования.

ГОСТ Р ЕН 1434-1-2006. Теплосчетчики. Часть 1. Общие требования.

ГОСТРЕН 1434-4-2006. Теплосчетчики. Часть 4. Испытания с целью утверждения типа.

ГОСТ 8.586.5-2005. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Методика выполнения измерений.

ПР 50.2.019-2006. Методика выполнения измерений при помощи турбинных, ротационных и вихревых счетчиков.

ТУ 4218-093-44147075-07. Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К. Технические условия.

Для измерения количества и массы энергоносителей типа: вода, перегретый пар, сухой насыщенный пар, сухой природный газ, сжатый воздух, кислород, углекислый газ; тепловой энергии, переносимой энергоносителями типа: вода, перегретый пар, сухой насыщенный пар, сухой природный газ; контроля параметров всех перечисленных энергоносителей в закрытых и открытых системах теплоснабжения и в отдельных трубопроводах при определении расхода методом переменного перепада давления на сужающих устройствах, установленных на трубопроводах диаметром 50…1000 мм, или расходомерами различных типов сцифровыми, токовыми, числоимпульсными или частотными выходами, а также для измерения количества электрической энергии, в том числе по двухтарифной схеме. Область применения — измерительные системы коммерческого учета, автоматизированного контроля и управления технологическими процессами на теплопунктах, теплостанциях, газораспределительных станциях, в квартирах, коттеджах и прочих объектах коммунального хозяйства в условиях круглосуточной эксплуатации.

Информация по Госреестру

Основные данные
Номер по Госреестру	35615-14
Наименование	Комплексы учета энергоносителей
Модель	ТЭКОН-20К
Класс СИ	32.01
Год регистрации	2014
Страна-производитель	Россия
Примечание	26.02.2014 утвержден вместо 35615-10
Информация о сертификате
Срок действия сертификата	26.02.2019
Тип сертификата (C — серия/E — партия)	C
Дата протокола	Приказ 206 п. 61 от 26.02.201403д2 от 29.07.10 п.527

ЗАО «Промышленная группа «Метран», г.Челябинск

 Россия 

454138, Комсомольский пр-т, 29, а/я 9127, Тел./факс (351) 741-46-51, 798-85-10, www.metran.ru, E-mail: metran@metran.ru, CIS-Support@emerson.com

Поверка

Методика поверки / информация о поверке	Т10.00.93 РЭ, раздел 6
Межповерочный интервал / Периодичность поверки	4 года
Зарегистрировано поверок	617
Найдено поверителей	21
Успешных поверок (СИ пригодно)	617 (100%)
Неуспешных поверок (СИ непригодно)	0 (0%)
Актуальность информации	21.08.2023

Поверители

Скачать

35615-14: Описание типа СИ

Скачать

111 КБ

Описание типа

Назначение
Описание
Программное обеспечение
Технические характеристики
Знак утверждения типа
Комплектность
Поверка
Сведения о методах измерений
Нормативные документы

Назначение

Комплексы учета энергоносителей ТЭКОН-20К (далее — комплексы) предназначены для измерений расхода, давления, температуры, массы и объема жидкостей, пара, газов и газовых смесей (среды), измерений тепловой энергии в закрытых и открытых системах теплоснабжения, системах охлаждения и в отдельных трубопроводах при определении расхода с помощью сужающих устройств (СУ) — диафрагм и сопел ИСА 1932, осредняющих напорных трубок TORBAR и ANNUBAR 485 или расходомерами с унифицированными токовыми, импульсными, частотными и цифровыми интерфейсными выходами, контроля измеряемых параметров среды, а также для измерений электрической энергии, в том числе по двухтарифной схеме.

Описание

Принцип действия комплексов основан на измерении расхода, давления, температуры, массы и объема среды в рабочих и стандартных условиях, тепловой и электрической энергии измерительными каналами (ИК) с отображением результатов измерений на дисплее и передачей их на персональный компьютер (ПК) по цифровым каналам связи.

Комплексы выпускаются в 5 исполнениях для газов и газовых смесей, различающихся уровнем точности измерений (А, Б, В, Г1, Г2) и не различаются по исполнениям для жидкостей и пара. Комплексы состоят из следующих компонентов (средств измерений (СИ) утвержденных типов, зарегистрированных в Госреестре СИ):

— преобразователей расчетно-измерительных ТЭКОН-19, ТЭКОН-19Б;

— измерительных преобразователей (ИП) расхода с токовым, частотным, импульсным или цифровым интерфейсным выходом, имеющих пределы допускаемой относительной погрешности при измерении расхода жидкости в интервале ± 2,0 %; при измерении расхода пара в                                                                               интервале

± 2,5 %; при измерении расхода газа и газовых смесей — в соответствии с таблицей 1;

— счетчиков электрической энергии с импульсным или цифровым интерфейсным выходом, имеющих пределы допускаемой относительной погрешности в интервале ± 2,0 %;

— измерительных преобразователей абсолютного и избыточного давления с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом, имеющих класс точности не ниже 0,5;

— измерительных преобразователей разности давления с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом, имеющих класс точности не ниже 0,5;

— измерительных преобразователей температуры классов А, В, С по ГОСТ 6651-2009, в том числе, с унифицированным токовым или цифровым интерфейсным выходом;

— барьеров искрозащиты, имеющих пределы допускаемой относительной (приведенной) погрешности в интервале ± 0,1 %.

Комплексы каждого исполнения выпускается в двух вариантах — основном и «Т», различающимися вариантом исполнения преобразователей расчетно-измерительных по условиям эксплуатации (основном или «Т» соответственно).

Комплексы имеют ИК массы, объема (расхода) — до 64 шт.; ИК давления — до 64 шт.; ИК разности давления — до 64 шт.; ИК температуры — до 64 шт.; ИК электрической энергии -до 64 шт.; ИК тепловой энергии — до 64 шт.

В ИК расхода, массы и объема используются расходомеры объемного расхода с унифицированными выходными сигналами, в том числе турбинные, ротационные или вихревые расходомеры или счетчики в соответствии с ГОСТ Р 8.740-2011, ультразвуковые преобразователи

расхода газа в соответствии с ГОСТ 8.611-2013, МИ 3213-2009, электромагнитные расходомеры, диафрагмы и сопла ИСА 1932 в соответствии с ГОСТ 8.586.5-2005 или осредняющие напорные трубки TORBAR и ANNUBAR 485 в соответствии с МИ 3173-2008, МИ 2667-2011, а так же кориолисовые расходомеры массы.

Таблица 1 — Классы точности ИП в ИК расхода, массы и объема газов и газовых смесей

Наименование характеристики	Диапазон измерений ИП	Значение характеристики для уровня точности измерений, не ниже
А	Б	В	Г1	Г2
Класс ИП температуры по ГОСТ 6651-2009	(от -73,15 до +226)ОС	А	А	А	В	В
(от -64 до +226) ос	А	А	В	В	С
(от -50 до +151,85)ОС	А	В	В	С	С
Класс точности ИП давления при температуре окружающего воздуха (20±10) °C	(от 30 до 100) %	0,075	0,075	0,15	0,25	0,5
(от 50 до 100) %	0,075	0,15	0,25	0,5	0,5
(от 70 до 100) %	0,15	0,25	0,5	0,5	0,5
Класс точности ИП разности давления при температуре окружающего воздуха (20±10) °C	(от 15 до 100) %	0,05	0,075	0,075	0,15	0,15
(от 20 до 100) %	0,075	0,075	0,15	0,25	0,25
(от 30 до 100) %	0,15	0,15	0,25	0,5	0,5
Класс точности ИП давления при условиях эксплуатации в соответствии с описанием типа на ИП	(от 70 до 100) %	0,05	0,075	0,075	0,25	0,5
Класс точности ИП разности давления при условиях эксплуатации в соответствии с описанием типа на ИП	(от 30 до 100) %	0,05	0,05	0,075	0,25	0,25
(от 70 до 100) %	0,075	0,075	0,25	0,5	0,5
Пределы допускаемой относительной погрешности ИП расхода, %	(от 5 до 100) %	± 0,5	± 0,75	± 1,0	± 2,0	± 1,5

ИК расхода и массы воды, нефти и нефтепродуктов осуществляют измерения в соответствии с МИ 2412-97, Р 50.2.076-2010, ГОСТ Р 8.595-2004.

ИК расхода, массы и объема газов и газовых смесей, в том числе природного и влажного нефтяного газа, кислорода, диоксида углерода, азота, аргона, водорода, ацетилена, аммиака, приведённых к стандартным условиям, осуществляют измерения в соответствии с ГОСТ 30319.1-3-2015, ГОСТ Р 8.733-2011, ГСССД МР 113-03, ГСССД МР 118-05, ГСССД МР 134-07.

В ИК температуры, давления, расхода, массы и объема газов и газовых смесей используются ИП расхода, температуры, давления и разности давлений в соответствии с таблицей 1 в зависимости от уровня точности и диапазонов измерений и преобразователи расчетноизмерительные ТЭКОН-19 с программным обеспечением в соответствии с таблицей 2.

ИК тепловой энергии осуществляют измерения в соответствии «Правилами коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя», утвержденными постановлением правительства РФ №1034 от 18.11.2013.

В ИК тепловой энергии используются ИП, соответствующие обязательным требованиям нормативных документов (НД), предъявляемым к теплосчетчикам и их составным частям.

В ИК давления, массы воды и тепловой энергии водяных систем теплоснабжения используются ИП температуры классов А и В по ГОСТ 6651-2009, ИП разности давления класса точности не ниже 0,25 при измерении с помощью СУ или ИП объемного расхода, имеющие пределы допускаемой относительной погрешности (от ±0,5 до ±2,0) % в диапазоне расхода (от 4 до

100)  % верхнего предела измерений ИП. Методика измерений соответствует

ГОСТ Р 8.728-2010.

В ИК давления, массы пара и тепловой энергии паровых систем теплоснабжения используются ИП температуры класса А по ГОСТ 6651-2009, ИП давления и разности давления класса точности не ниже 0,25.

Комплексы обеспечивают обмен данными с ПК для конфигурирования , ввода в ручном и автоматическом режимах значений условно-постоянных параметров газа (полный и неполный компонентный состав, плотность при стандартных условиях, атмосферное давление) и передачи данных об измеренных значениях по цифровым интерфейсам RS485, RS-232, Ethernet, GSM/GPRS через интерфейс CAN-BUS, соответствующие адаптеры, выпускаемые предприятием-изготовителем, и коммуникационное оборудование информационных каналов связи.Во время работы комплексы проводят измерение текущего времени, времени исправной и неисправной работы, суммирование нарастающим итогом тепловой энергии и расхода среды, а также рассчитывают средние по времени и средневзвешенные по расходу значения температуры и давления среды в трубопроводе и хранят их в виде интервальных, почасовых, суточных и

месячных архивов.

Общий вид комплексов и место пломбирования представлены на рисунке 1.

место пломбирования

Рисунок 1 — Общий вид комплексов

Программное обеспечение

В комплексах используется программное обеспечение преобразователей расчетноизмерительных ТЭКОН-19, ТЭКОН-19Б, состоящее из метрологически значимой и метрологически не значимой частей. Идентификационные данные метрологически значимой части программного обеспечения приведены в таблице 2.

Доступ к изменению параметров и конфигурации комплексов защищен паролями, являющимися 8-разрядными шестнадцатеричными числами.

Уровень защиты программного обеспечения от непреднамеренных и преднамеренных изменений — «высокий» по Р 50.2.077-2014.

Программное обеспечение соответствует требованиям ГОСТ Р 8.654-2015.

Таблица 2 — Идентификационные данные программного обеспечения

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование ПО	ТЭКОН19-М1 Т10.06.292-05	ТЭКОН19-М1 Т10.06.292-06	ТЭКОН19-М2 Т10.06.362-05	ТЭКОН19-М2 Т10.06.362-06
Номер версии (идентификационный номер) ПО	05.xx	06.xx	05.xx	06.xx
Цифровой идентификатор ПО	CF5A88D2	16258828	4DA5342F	9FBE92FC
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	CRC32	CRC32	CRC32	CRC32

Продолжение таблицы 2

Идентификационные данные	Значение
Идентификационное наименование ПО	ТЭКОН19-11 Т10.06.170	ТЭКОН-19Б-01 Т10.06.204	ТЭКОН-19Б-02 Т10.06.225
Номер версии (идентификационный номер) ПО	xx.03	02	02
Цифровой идентификатор ПО	7AC358D4	62E4913A	3A927CB5
Алгоритм вычисления цифрового идентификатора ПО	CRC32	CRC32	CRC32

Технические характеристики

Таблица 3 — Метрологические характеристики

Среда (жидкость, пар, газ)	Диапазоны измерений
Температура,°С	Давление, МПа (абсолютное)	Разность давлений на СУ, кПа	Масса, кг; Объем, м3; Расход, м3/ч
Вода	от 0 до 200	от 0,1 до 5,0	от 0,01 до 5000	от 10-6 до 106
Пар	от 100 до 600	от 0,1 до 30,0	от 0,01 до 5000
Природный газ	от -23,15 до +76,85	от 0,1 до 30,0	от 0,01 до 3000
Нефтяной газ	от -10 до +226	от 0,1 до 15,0	от 0,01 до 3000
Воздух	от -50 до +120	от 0,1 до 20,0	от 0,01 до 5000
Кислород, азот, аргон, водород, аммиак	от -73,15 до +151,85	от 0,1 до 10,0	от 0,01 до 2500
Диоксид углерода, ацетилен	от -53,15 до +151,85	от 0,1 до 10,0	от 0,01 до 2500
Смесь газов	от -73,15 до +126,85	от 0,1 до 10,0	от 0,01 до 2500
Нефть и нефтепродукты	от -50 до +100	от 0,1 до 10,0	_

Таблица 4 — Метрологические характеристики

Пределы допускаемой абсолютной погрешности (At), приведенной (уР), (yAP) погрешности, относительной (ЗИК) погрешности ИК и суточного хода часов (Ат)	значение
ИК температуры жидкостей и пара (At), оС	±(0,6+0,004-|t|)
ИК давления (уР) и разности давления (уАР) жидкостей от верхнего предела ИК, %	± 2
ИК давления (уР) и разности давления (уАР) пара от верхнего предела ИК, %	± 1
ИК массы жидкости в диапазоне от 4 % до 100 % верхнего предела ИК расхода (Зик), %	± 2
ИК массы пара в диапазоне от 10 % до 100 % верхнего предела ИК расхода (Зик), %	± 3
ИК тепловой энергии открытых водяных систем теплоснабжения при измерении расхода в подающем и обратном трубопроводах (ЗИК), %: — при отношении тобр/тпод < 0,5, в диапазоне At (от 3 до 20 включ.) °С — при отношении тобр/тпод < 0,95, в диапазоне At (св. 20 до 200) °С, где тпод и тобр — масса воды в подающем и обратном трубопроводах.	± 5 ± 4
ИК тепловой энергии закрытых водяных систем теплоснабжения и отдельных трубопроводов, а также открытых водяных систем теплоснабжения (ЗИК), %, при измерении расхода в подающем (или обратном) трубопроводе и в трубопроводе ГВС (подпитки) при разности температур в обратном трубопроводе (1:обр) и трубопроводе подпитки Охи) > 1 °С, и разности температур (At) в подающем и обратном трубопроводах в диапазоне (от 3 до 200) °С, где Qmin и Qmax -пределы диапазона измерений расхода в подающем трубопроводе.	±(2+12/At + 0,01-Qmax/Qmin)
ИК тепловой энергии паровых систем теплоснабжения и систем охлаждения (Зик), %	± 3
ИК электроэнергии (ЗИК), %	± 2
Пределы допускаемого суточного хода часов (AT), с	± 9

Таблица 5 — Метрологические характеристики

Наименование измерительного канала (для газов и газовых смесей)	Пределы допускаемой относительной погрешности, %, для уровня точности измерений
А	Б	В	Г1	Г2
ИК термодинамической температуры	± 0,2	± 0,25	± 0,3	± 0,5	± 0,6
ИК абсолютного давления	± 0,3	± 0,45	± 0,85	± 1,2	± 1,7
ИК массы, расхода и объема в рабочих условиях при измерении расходомерами массового и объемного расхода соответственно	± 0,5	± 0,75	± 1,0	± 2,0	± 1,5
ИК массы, расхода и объема, приведенных к стандартным условиям при измерении расходомерами объемного расхода	± 0,75	± 1,0	± 1,5	± 2,5	± 2,5
ИК массы, расхода и объема, приведенных к стандартным условиям при измерении с помощью СУ	± 0,5	± 0,75	± 1,0	± 1,5	± 2,0

Таблица 6 — Основные технические характеристики

Наименование характеристики	Значение характеристики
Напряжение питания комплекса, В: — внешний источник постоянного тока — внешний источник постоянного тока для питания пассивных выходных сигналов ИП расхода — литиевая батарея	от 18 до 36 от 12 до 28 от 3,1 до 3,7
Габаритные размеры, масса и потребляемая мощность	определяются составом комплекса
Условия эксплуатации: преобразователей расчетно-измерительных: — температура окружающего воздуха для основного варианта исполнения, °С — температура окружающего воздуха для варианта исполнения «Т», °С — атмосферное давление, кПа — относительная влажность при температуре 35 °С, % измерительных преобразователей	от -10 до +50 от -40 до +70 от 84 до 106,7 не более 95 в соответствии с описанием типа на ИП
Средняя наработка на отказ, ч	70000
Средний срок службы, лет	12

Знак утверждения типа

наносится на титульный лист руководства по эксплуатации типографским способом, а также на лицевую панель комплекса методом трафаретной печати.

Комплектность

Таблица 7 — Комплектность комплексов

Наименование	Обозначение	Кол.
Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19	ТУ 4213-060-44147075-02	1-16 шт.
Преобразователи расчетно-измерительные ТЭКОН-19Б	ТУ 4213-091-44147075-07	1-16 шт.
ИП расхода и счетчики электрической энергии		0-64 шт.
ИП температуры		0-64 шт.
ИП абсолютного и избыточного давления		0-64 шт.
ИП разности давления		0-64 шт.
Барьеры искрозащиты		0-256 шт.
Руководство по эксплуатации (методика поверки представлена в разделе 6 «Поверка» с изменением № 1)	Т10.00.93 РЭ	1 экз.

Поверка

осуществляется по документу Т10.00.93 РЭ «Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К.

Руководство по эксплуатации», раздел 6 «Поверка» с изменением №1, утвержденному ФГУП «УНИИМ» 27.04.2017 г.

Метод поверки комплекса — поэлементный (расчетный).

При поверке средств измерений, входящих в состав комплексов, применяют средства поверки, указанные в документах, регламентирующих поверку этих средств измерений.

Допускается применение аналогичных средств поверки, обеспечивающих определение метрологических характеристик поверяемых средств измерений с требуемой точностью.

Знак поверки наносится на свидетельство о поверке и (или) руководство по эксплуатации (паспорт) комплекса.

Сведения о методах измерений

приведены в эксплуатационном документе.

Нормативные документы

Постановление Правительства РФ №1034 от 18.11.2013 «О коммерческом учете тепловой энергии, теплоносителя»

Приказ Минстроя РФ от 17.03.2014 г. №99/пр «Об утверждении Методики осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя»

ТР ТС 020/2011 Технический регламент Таможенного союза «Электромагнитная совместимость технических средств»

ГОСТ Р ЕН 1434-1-2011 Теплосчетчики. Часть 1. Общие требования

ГОСТ Р ЕН 1434-4-2011 Теплосчетчики. Часть 4. Испытания в целях утверждения типа

ГОСТ 8.586.5-2005 ГСИ Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Методика выполнения измерений

ГОСТ Р 8.740-2011 ГСИ. Расход и количество газа. Методика измерений с помощью турбинных, ротационных и вихревых расходомеров и счетчиков

ГОСТ Р 8.741-2019 ГСИ. Объем природного газа. Общие требования к методикам измерений

ГОСТ Р 51649-2014 Теплосчетчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия

ГОСТ 8.611-2013 ГСИ. Расход и количество газа. Методика (метод) измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода

МИ 3213-2009 ГСИ. Расход и объем газа. Методика выполнения измерений с помощью ультразвуковых преобразователей расхода

МИ 3173-2008 ГСИ. Расход и количество жидкостей и газов. Методика выполнения измерений с помощью осредняющих трубок «Torbar»

МИ 2667-2011 ГСИ. Расход и количество жидкостей и газов. Методика измерений с по

мощью осредняющих напорных трубок «ANNUBAR DIAMOND II+», «ANNUBAR 285», «ANNUBAR 485» и «ANNUBAR 585». Основные положения

ТУ 4218-093-44147075-07 Комплекс учета энергоносителей ТЭКОН-20К. Технические условия