Ресурсосбережение объектов коммунального хозяйства

1. Министерство образования Российской Федерации Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего

образования
«САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»
1.
РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ ОБЪЕКТОВ
КОММУНАЛЬНОГО ХОЗЯЙСТВА
38.03.01 Экономика – Национальная экономика 18/36/54=108 ч
38.03.03 Управление персоналом 18/18/36=72 ч
38.03.04 Государственное и муниципальное управление 18/18/72=108 ч
Доцент кафедры «Управление и системный анализ в
теплоэнергетических и социотехнических комплексов», к.т.н.
Немченко Владимир Иванович
г. Самара, сентябрь 2016 г.

2. Раздел 4 «Организация коммерческого учета энергоресурсов на объектах ЖКХ»

Лекция 4
Тема 4.1. Организация коммерческого учета тепловой энергии.
4.1.1. Организация коммерческого учета на источнике тепловой энергии.
4.1.2. Организация коммерческого учета на тепловых сетях.
4.1.3 Коммерческий учет у потребителей тепловой энергии.
Лекция 5
Тема 4.2. Организация коммерческого учета на обьектах ЖКХ.
4.1.2. Организация учета потребления природного газа.
4.2.2. Организация учета потребления холодной воды
4.2.3. Организация учета потребления электрической энергии

3. Структура узлов автоматизированного учета энергоресурсов и тепловой энергии промышленной котельной: Т1 – температура в подающем

Структура узлов автоматизированного учета энергоресурсов
и тепловой энергии промышленной котельной:
Природный газ
Т1 – температура в подающем трубопроводе сетевой воды; Т2 – температура в обратном
трубопроводе сетевой воды;
Т7 – температура
пара, отпущенного потребителю;
ПРОМЫШЛЕННАЯ
КОТЕЛЬНАЯ
Т8 – температура возвратного конденсата
Учет
природного газа
ГРП ПК
Паровые
котлы
Учет
отпуска пара
потребителю
Т7
Т8
Учет
природного газа
ГРП ВК
Водогрейные
котлы
Учет отпуска
тепловой энергии в
тепловую сеть
Т1
Водомерный узел
исходной воды
ХВП
ХВО
Греющий пар
Возвратный конденсат
Учет
Узел
электрической
энергии
Электроэнергия
Исходная вода
Т2
Деаэратор
Подпитка тепловой сети
Питательная вода
к паровым котлам
Коммерческий учет
потребления природного
газа, исходной воды
и электроэнергии
Технический учет
работы котельного
оборудования
Коммерческий учет
отпущенной тепловой
энергии

4. Структура узлов автоматизированного учета энергоресурсов и административного и жилого здания

Учет
природного газа
поквартирно
АДМИНИСТРАТИВНОЕ
Учет тепловой
энергии
и теплоносителя
И
ЖИЛОЕ ЗДАНИЕ
Водомерный узел
исходной воды
Учет
Узел
Электрической
электрической
энергии
энергии
поквартирно
Электроэнергия
Исходная вода
Тепловая энергия
Природный газ
Структура узлов автоматизированного учета энергоресурсов
и административного и жилого здания

5.

Нормативные материалы, утратившие силу
- Инструкция по учету отпуска тепла электростанциями и предприятиями тепловых
сетей, 1976 г. (приборный на источниках и у потребителей 1категории у других
потребителей - расчетный)
- Правила учета отпуска тепловой энергии ПР 34-70-010-85, 1985 г. (приборный
раздельное измерение и теплосчетчики - расчетный)
- Правила учета тепловой энергии и теплоносителя П-693, 1995 г. (приборный метод
учета теплосчетчики )
Нормативные материалы , действующие
- «О коммерческом учете тепловой энергии, теплоносителя» Постановление
Правительства РФ от 18 ноября 2013 г. N 1034(приборно-расчетный при
нерабочих приборах и бесприборном учета, теплосчетчики)
-Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя
(проект Минстрой 7.03.2014 – не действует)
- Методика осуществления коммерческого учета тепловой энергии,
теплоносителя. Приказ Минстроя РФ от 17 марта 2014 г. №99
(зарегистрировано в Минюсте России 12 сентября 2014 г. N 34040)

6.

Схема централизованного теплоснабжения (точки учета тепловой энергии)
а) вывод тепловой сети от источника теплоснабжения ИТ (на каждой магистрали
отдельно 1);
б) точки передачи теплоносителя в смежные тепловые сети 2 или смежным
организациям (если тепловая сеть эксплуатируется несколькими организациями);
в) точки ввода 3 и 4 тепловой сети на объекты, где происходит преобразование
теплофизических параметров теплоносителя (ЦТП, ИТП);
г) точки ввода тепловой энергии непосредственным потребителям.

7.

Учет тепловой энергии, теплоносителя на источнике
а) масса теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах М1, М2, М1сн, М2сн;
б) масса теплоносителя, израсходованного на подпитку системы теплоснабжения, при наличии
подпиточного трубопровода (трубопроводов) Мп;
в) отпущенная тепловая энергия Q, Qсн и температура наружного воздуха tнв;
г) средневзвешенные значения температур теплоносителя в подающем, обратном
трубопроводах t1, t2 и на трубопроводе холодной воды tхв, используемой для подпитки;
д) средние значения давлений теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах P1, P2;
е) время работы теплосчетчика в штатном и нештатном режимах Т, Тншреж

8.

Количество тепловой энергии, отпущенной по каждому выводу определяется:
а) при установке расходомера на подающем трубопроводе
Ti
Ti
QИ M 1 h1 h2 dT M n h2 hХВ dT 10 3
T0
T0
б) при установке расходомера на обратном трубопроводе
Ti
Ti
QИ M 2 h1 h2 dT M n h1 hХВ dT 10 3
T0
T0
в) при непосредственном водоразборе из тепловой сети
Ti
Ti
QИ M 1 h1 hХВ dT M 2 h2 hХВ dT 10 3
T0
T0

9.

Учет тепловой энергии, теплоносителя в тепловых сетях
а) массу теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу, М1, т;
б) массу теплоносителя, возвращенного по обратному трубопроводу (в случае
установки двух расходомеров), М2, т;
в) среднее значение температуры теплоносителя за час, t1, t2, °C;
г) среднее значение давления теплоносителя за час, P1, P2, МПа;
д) массу теплоносителя, использованного на подпитку, Мп, т;
е) время работы теплосчетчика в штатном и нештатном режимах, Т, Тншреж, час.

10.

Количество тепловой энергии
а) на трубопроводах смежных тепловых сетей для закрытой системы т/с
Ti
QИЗ = M 1 (h1 - h2 ) dT 10 3 + M y (h2 - hXB ) 10 3
To
б) на трубопроводах смежных тепловых сетей для открытой системы т/с
Ti
Ti
QИ = M 1 (h1 - hXB ) dT - M 2 (h2 - hXB ) dT 10 3
To
To
91. В закрытой системе теплоснабжения при зависимом присоединении
теплопотребляющих установок часовая величина утечки теплоносителя указывается
в договоре и не может превышать 0,25 процента от среднегодового объема воды в
тепловой сети и присоединенных к ней системах теплопотребления. Объем воды в
системах теплоснабжения определяется по проектным характеристикам
92. Величина утечки теплоносителя в закрытой системе теплоснабжения с
независимым присоединением систем теплоснабжения численно равняется массе
теплоносителя, израсходованного потребителем на подпитку систем
теплоснабжения, определенной по показаниям водосчетчика
Му=М1-М2

11.

Закрытая система теплоснабжения
Теплосчетчики узла учета потребителей должны регистрировать за час (сутки,
отчетный период) количество полученной тепловой энергии, а также :
а) массу теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу, М1, т;
б) массу теплоносителя, возвращенного по обратному трубопроводу, М2, т;
в) среднее значение температуры теплоносителя, t1, t2, °С;
г) среднее значение давления теплоносителя, P1, P2, МПа;
д) массу (объем) теплоносителя, использованного на подпитку, Мп, т (м3);
е) время работы теплосчетчика в штатном и нештатном режимах, Т, Тншреж, час.

12.

Закрытые системе теплоснабжения на тепловых пунктах (ЦТП, ИТП) с
дополнительным контролем расхода теплоносителя в обратном
трубопроводе.

13.

Количество полученной тепловой энергии
а) для независимых систем теплоснабжения
;
Ti
Q = QИЗ QТП + Qкорр + M П (h2 - hХВ ) dT 10 3
To
б) для зависимых систем теплоснабжения
Ti
Q = QИЗ QТП + Qкорр + M y (h2 - hХВ ) dT 10 3
To
Количество тепловой энергии измеренное определяется как
Ti
QИЗ = M 1 (h1 - h2 ) dT 10 3
To
QТП
- количество тепловой энергии, израсходованной на компенсацию
потерь тепловой энергии через изоляцию и с учетом утечки
Qкорр - количество тепловой энергии, израсходованной потребителем за
время действия нештатных ситуаций по показаниям приборов учета
MП
My
масса теплоносителя, израсходованного потребителем на подпитку систем
отопления, рассчитываемая по показаниям водосчетчика
- указанная в договоре масса утечки теплоносителя в
теплопотребляюших установках, подключенных непосредственно к
тепловой сети, т;

14.

Открытая система теплоснабжения
Теплосчетчики узла учета потребителей должны регистрировать за каждый час
(сутки, отчетный период) количество полученной тепловой энергии, а также :
а) массу теплоносителя, полученного по подающему трубопроводу, М1, т;
б) массу теплоносителя, возвращенного по обратному трубопроводу, М2, т;
в) средневзвешенные значения температуры теплоносителя, t1, t2, °C;
г) среднее значение давления теплоносителя, Р1, Р2, Мпа;
д) массу теплоносителя, использованного на подпитку, Мп, т;
е) время работы теплосчетчика в штатном и нештатном режимах, Т, Тншреж, ч.
В системе ГВС:
а) масса, давление и температура горячей воды Мгвс, Ргвс, tгвс;
б) масса, давление и температура циркуляционной воды Мгвсц, Ргвсц, tгвсц

15.

Открытые системы теплоснабжения с РТ (регулятор температуры)

16.

Количество полученной тепловой энергии
Ti
Q = QИЗ QТП + Qкорр + M П (h2 - hХВ ) dT 10 3
To
Количество измеренной тепловой энергии
QИЗ
Ti
Ti
= M 1 (h1 - hXB ) dT - M 2 (h2 - hXB ) dT 10 3
To
To
Масса полученного теплоносителя
М = М из + М y 2 + M корр
Измеренная масса полученного теплоносителя
М из = М1 - М 2

17.

Теплоснабжение от ЦТП
Q = QОТ + QГВС + QТП + Qкорр+ QВЕН +QТЕХ, Гкал
- полученной системой отопления, вентиляции,
технологией без отбора теплоносителя
QОТ ( ВЕН ,ТЕХ )
Тi
М 1 (h1 h2 ) dТ 10 3
Т 0
- полученной системой отопления,
вентиляции, технологией при независимом
присоединении
QОТ ( ВЕН ,ТЕХ )
Ti
Тi
М 1 (h1 h2 ) dТ М П (h2 hХВ ) 10 3 ,
Т 0
To
-полученной системой ГВС
QГВС
Ti
Тi
М ГВС (hГВ hХВ ) dT М Ц (hЦ hХВ ) dT 10 3 ,
Т 0
T0

18.

VI. Контроль качественных показателей при поставке и
потреблении тепловой энергии, теплоносителя
51. При присоединении теплопотребляющей установки потребителя
непосредственно к тепловой сети
теплоснабжающая организация обеспечивает:
а) давление в обратном трубопроводе Р2
б) располагаемый напор Р1 - Р2
в) соблюдение температуры теплоносителя в подающем трубопроводе в соответствии с
температурным графиком, указанным в договоре теплоснабжения, Т1°С.
потребитель обеспечивает:
а) соблюдение температуры обратной воды Т2 в соответствии с температурным
графиком, указанным в договоре теплоснабжения;
б) соблюдение расхода теплоносителя, в том числе максимального часового,
определенного договором теплоснабжения
в) соблюдение расхода подпиточной воды, определенного договором теплоснабжения

19.

-«Положение о составе разделов проектной документации и требованиях к
их содержанию» ПП РФ от 16 февраля 2008 г. N 87
.
- СПДС ГОСТ 21.408-2013 «Правила выполнения рабочей документации
автоматизации технологических процессов»
- Правила коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя
ПП РФ от 18 ноября 2013 г. № 1034
17. Организация коммерческого учета тепловой энергии, теплоносителя, если
иное не предусмотрено положениями настоящих Правил, включает:
а) получение технических условий на проектирование узла учета;
б) проектирование и монтаж * приборов учета;
б*) Пусконаладочные работы и ввод в эксплуатацию узла учет»
в) ввод в эксплуатацию узла учета;
г) эксплуатацию приборов учета, в том числе процедуру регулярного снятия показаний
приборов учета и использование их для коммерческого учета тепловой энергии,
теплоносителя;
д) поверку, ремонт и замену приборов учета

20.

Проектирование узла учета
38. Техническое задание выдается только для источника тепла
40. Технические условия для всех кроме источников содержат:
а) наименование и местонахождение потребителя;
б) данные о тепловых нагрузках по каждому их виду;
в) расчетные параметры теплоносителя в точке поставки;
г) температурный график подачи теплоносителя в зависимости от температуры
наружного воздуха;
д) требования в отношении обеспечения возможности подключения узла учета
к системе дистанционного съема показаний прибора учета с использованием
стандартных промышленных протоколов и интерфейсов,
е) рекомендации, касающиеся средств измерений, устанавливаемых на узле
учета
43. При наличии вентиляционной и технологической тепловой нагрузки к
техническим условиям прилагаются график работы и расчет мощности
теплопотребляющих установок.

21.

44. Проект узла учета содержит:
а) копию договора теплоснабжения с приложением актов разграничения
балансовой принадлежности и сведения о расчетных нагрузках для действующих
объектов;
б) план подключения потребителя к тепловой сети;
в) принципиальную схему теплового пункта с узлом учета;
г) план теплового пункта с указанием мест установки датчиков, размещения
приборов учета и схемы кабельных проводок;
д) электрические и монтажные схемы подключения приборов учета;
м) монтажные схемы установки расходомеров, датчиков температуры и датчиков
давления;
ж) схему пломбирования средств измерений и устройств, входящих в состав узла
учета;
н) спецификацию применяемого оборудования и материалов;
з) формулы расчета тепловой энергии, теплоносителя;
и) расход теплоносителя по теплопотребляющим установкам по часам суток в
зимний и летний периоды;
к) для узлов учета в зданиях (дополнительно) - таблицу суточных и месячных
расходов тепловой энергии по теплопотребляющим установкам;
е) настроечную базу данных, вводимую в тепловычислитель (в том числе при
переходе на летний и зимний режимы работы);
л) формы отчетных ведомостей показаний приборов учета

22. Оформление рабочего проекта узла учета тепловой энергии и теплоносителя Титульный лист проекта и общие данные

ВЕДОМОСТЬ РАБОЧИХ ЧЕРТЕЖЕЙ ОСНОВНОГО КОМПЛЕКТА
ЗАКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«ИНДУСТРОЙПРОЕКТ»
Лист
Реконструкция здания ЗАО «ПЭС/СКК»
г. Самара, ЗАО СКК ул. Кабельная, 7
1
Общие данные
2
Схема автоматизации функциональная
3
Электрическая схема подключения КМ5-4
4
Схема соединения внешних проводок КМ5-4
5.1; 5.2
Узлы коммерческого учета
тепловой энергии и теплоносителя
Наименование
Примечание
План расположения оборудования и внешних проводок
__________________
__________________
«___» ___________ 2004 г.
«УТВЕРЖДАЮ»
Главный инженер
ЗАО «Индустройпроект»
______________Логачев А.А.
«___» ___________ 2004 г.
_________________
_________________
«___» __________2004 г.
Главный инженер проекта,
к.т.н.
_______________ Немченко В.И.
«___» __________ 2004 г.
Взам.инв. №
_________________
_________________
«___» _________ 2004 г.
Подп. и дата
_________________
_________________
«___» _________ 2004 г.
г. Cамара, 2004 г.
Инв.№ подл.
Инв.№ подл.
Подп. и дата
Взам.инв. №
«СОГЛАСОВАНО»
Согласовано
Рабочий проект 563 – 01 – АТС1
563 – 01 – АТС1
Изм
Кол.уч
Лист №док
Разраб. Епифанова
Рук. гр.
ГИП
Немченко
Подп.
Дата
Узел учета тепловой энергии
и теплоносителя
Стадия Лист
Р
1
Листов
4
ЗАО
Общие данные
(начало)
«Индустройпроект»
г. Самара

23. Общие данные (продолжение)

ВЕДОМОСТЬ ССЫЛОЧНЫХ И ПРИЛАГАЕМЫХ ДОКУМЕНТОВ
ВЕДОМОСТЬ ССЫЛОЧНЫХ И ПРИЛАГАЕМЫХ ДОКУМЕНТОВ
Обозначение
Наименование
Обозначение
Примечание
Наименование
Прилагаемые документы
Ссылочные документы
563 – 01 – АТС1-.ПЗ
Пояснительная записка.
563 – 01 – АТС1-.СО1
Спецификация оборудования.
ГОСТ 21.408-93
Правила выполнения рабочей документации
автоматизации технологических процессов
ГОСТ 21. 404 - 85
Автоматизация технологических процессов.
Обозначения условные приборов и средств
автоматизации.
Сертификат об утверждении типа средств
измерений. Действителен до
ГОСТ 12815-80
Фланцы трубопроводов
Экспертное заключение N 138- ТС.
Госэнергонадзор Минтопэнерго РФ от 18.08.1999г.
СНиП 3.05.07-85
Системы автоматизации.
П – 683
Правила учета тепловой энергии и
теплоносителя. Главэнергонадзор,1995г.
ПЭУ
Правила устройства электроустановок.
Приложение к заключению N 138-ТС
Госэнергонадзора Минтопэнерго РФ. Краткие.
технические данные теплосчетчика
Акт № 36 обследования теплового пункта
Абонента от 05.08.2004 г.
Теплосчетчик электромагнитный КМ-5-4
Руководство по эксплуатации. Часть 1
Термометр стеклянный технический в защитной
оправе. Установка на трубопроводе Ду более
76мм.
Проектмонтажавтоматика
Преобразователь сопротивления. преобразователь
термоэлектрический. Установка на
трубопроводе Ду более 76 мм
Проектмонтажавтоматика
Манометр. Установка на трубопроводе
(горизонтальная) Ру 1.6МПа,температура до
800С
Проектмонтажавтоматика
Манометр. Установка на трубопроводе
(горизонтальная) Ру 1.6МПа, температура до
2250С.
Проектмонтажавтоматика
Датчик избыточного давления ИПН-ДУ
ООО «Инжтехкран», г. Москва
563 – 01 – АТС1
Изм Кол.уч Лист №док Подп.
Дата
Лист
2
Взам.инв.№
Комплект термопреобразователей КТПТР-01.
Подп. дата
ТУ 9Е 2.832.001 ТУ
Технические условия на организацию узла
коммерческого учета тепловой энергии
Филиал ОАО «Самарские тепловые сети»
№ 103 от 20.08.2004 г.
Инв. №подл
Инв. №подл
Подп. дата
Взам.инв.№
ТУ 4211-070-17113168-95
Примечание
563 – 01 – АТС1
Изм Кол.уч Лист №док Подп.
Дата
Лист
3

24. Схема автоматизации функциональная

2004 г.
Q; F1; P;T
4г
95°C
0,6МПа
PI
TI TE
0,4МПа
PI
Исключительное право собственности ЗАО «Индустройпроект»
на данную разработку защищается законом.
3
3
1
4а
PT
4л
FE
4в
Ду 150
Ду 150
F2
4е
0,4МПа 0,4МПа 70°C
PT
PI
PI
TI
3
3
1
4м
TE
4б
75,2 т/ ч
Ввод теплосети
2ДУ 150
T1
FE
T2
4д
Ду 150
Главный инженер проекта
к.т.н.
В.И. Немченко
563 – 01 – АТС1
Изм. Кол.уч Лист №док Подп.
Дата
Лист
4
Ду 150
Щит ЩБП- 3
Согласовано
людей эксплуатацию объекта при соблюдении предусмотренных чертежами мероприятий.
Инв.№ подл.
Подп. и дата
Взам.инв. №
территории Российской Федерации, и обеспечивают безопасную для жизни и здоровья
Инв.№ подл. Подп. и дата Взаим.инв.№
Технические решения, принятые в рабочих чертежах соответствуют требованиям
экологических, санитарно-гигиенических, противопожарных норм, действующих на
К потребителю
2Ду 150
ЗАО «Индустройпроект»,
Немченко В.И. , 2004 г.
75,2 т/ ч
Copyright
Copyright
ET
4з
ET
4ж
ET
4к
563 - 01 - АТС1
Изм Кол.уч. Лист№док
Разраб. Епифанова
Рук. гр.
Немченко
ГИП
Подп. Дата
Реконстроукция здания ЗАО "ПЭС/ СКК"
г. Самара, ЗАО СКК ул. Кабельная, 7
Узел учета тепловой энергии
и теплоносителя
Схема автоматизации
функциональная ИТП- 1
Стадия
Лист
Листов
Р
2
1
ЗАО "Индустройпроект"
г. Самара

25. Схеме электрическая принципиальная теплосчетчика КМ5-4

№ п/ п
поз. по
схеме
4е
22
P2
RS485
ППС
+1 - 2 - 3
1
P
27
28
P2 преобр.
давления на
обратном трубопр.
A1
B1
OnRS
Кабель 6
10
11
220В,
пит.
RS485
сеть
31
32
26
Выключатель автоматический
компл. с ЩБП- 3
Эл. разерка компл. с ЩБП- 3
1,2,3,6
8; 9
Кабель экранированный две витые пары
4, 5,10
Кабель экранированный четыре витые пары
3
шт.
2
шт.
1
A803
N802
STP- 2ST
м
30
STP- 4ST
м
41
Кабель силовой ГОСТ 16442- 80
ВВГ2х1,5 мм2
м
50
Метоллорукав ТУ 224044- 77
РЗ- Ц- Х- 10
м
30
Метоллорукав ТУ 224044- 77
РЗ- Ц- Х- 15
м
90
= 0,22 мм
= 0,22 мм
Кабель 13
4к
RS485
RS232
ПИ
4с
A803
2
1
5
4
3
A1
B1
OnRS
Цепь Конт.
+Up
12В, пит. 33
- Up
катушек 34
+UDA
9В, осн. 23
- UDA
пит.
24 +URS
9В, пит. 17 - URS
RS485
15
шт.
BA- 14- 26
Кабели и провода
A- 803
N- 802
PE
Согласовано
Инв.№ подл. Подп. и дата Взаим.инв.№
R1 (12к)
термопреобр. на
обратном
трубопроводе
Конт. Цепь
5
8
T2
6
9
7
QF2;QF3
XS1
RS485
GNA
+J2
- J2
+T2
- T2
Выключатель автоматический
4т УПД
B1
A1
- URS
+URS
Gnd
Кабель 2
QF1
7
A2
B2
BA- 14- 26
Электроаппаратура
Конт. Цепь
2 12В, пит.
1 катушек
4 9В, осн.
пит.
3
6 9В, пит.
RS485
5
9
A
РС
8
B
7
+Up
- Up
+UDA
- UDA
+URS
- URS
Кабель 7
+Up
31
32
26
БП - 3А
Потреб.
по
проекту
БП - 3А
Кабель 4
+Up
- Up
+UDA
- UDA
+URS
- URS
Конт. Цепь
2 12В, пит.
1 катушек
4 9В, осн.
пит.
3
6 9В, пит.
RS485
5
220В,
пит.
QF2
4з
QF1
A801
N802
21
RS485
сеть
Кабель 5
Ед.изм.
Тип, марка
N802
P1 опреобр.
давления на
подающем трубопр.
Конт. Цепь
20 P1
4г
Цепь Конт.
+Up
12В, пит. 33
- Up
катушек 34
+UDA
23
9В, осн.
- UDA
пит.
24 +URS
9В, пит. 17 - URS
RS485
15
Кабель 3
+1 - 2 - 3
1
P
- P1
+Up
+Up
- P2
Кабель 8
Конт. Цепь
4
2
3
T1
1
5
A804
Кабель 9
+J1
- J1
+T1
- T1
GNA
Наименование
A803
Кабель 1
R1 (11к)
термопреобр. на
подающем
трубопроводе
Кабель 10
КМ - 5
N
A
QF3
XS1
11
10
563 - 01 - АТС1
4е
Изм Кол.уч. Лист №док
Разраб. Епифанова
Рук. гр.
Немченко
ГИП
Подп. Дата
Реконстроукция здания ЗАО "ПЭС/ СКК"
г. Самара, ЗАО СКК ул. Кабельная, 7
Узел учета тепловой энергии и
теплдоносителя
Схема электрическая
подключения КМ5- 4
Стадия
Р
Лист
3
Листов
1
ЗАО "Индустройпроект"
г.Самара

26. Схема соединений внешних проводок

№ п/ п
поз. по
схеме
4в, 4г
3
шт.
2
шт.
1
БП1- М27х2- 55
шт.
2
П2.285.103
шт.
2
БП1- М20х1,5- 55
шт.
2
3
Бобышка прямая, ОСТ 367- 74, Ру=20 МПа
A
4
Гильза защитная ЕМТК001.04000- 03, L=120
ГЗ- 6,3- 8- 120
шт.
2
N
5
Закладная конструкция для отбора давления, Ру=10 МПа,
ЗК4- 46- 70
шт.
4
6
Отборное устройство прямое для измерения давления,
Pу=1,6 МПа, t до 80°С
Кран трехходовой Ду 15 мм, 14М1 Ру 1,6 МПа, t до 225°С
комплектно с 16- 80П
Отборное устройство прямое для измерения давления,
Pу=1,6 МПа, t до 225°С
Кран трехходовой Ду 15 мм, 14М1 Ру 1,6 МПа, t до 225°С
комплектно с 16- 225П
Кабели и провода
16- 80П
шт.
3
шт.
3
шт.
2
шт.
2
STP- 2ST
м
30
STP- 4ST
м
41
A- 801
N- 802
PE
1
3
2
4
Бобышка прямая, ОСТ 367- 74, Ру=20 МПа
7
QF1
A- 803
8
9
Кабель экранированный две витые пары
Кабель экранированный четыре витые пары
7
= 0,22 мм
= 0,22 мм
м
50
РЗ- Ц- Х- 10
м
30
РЗ- Ц- Х- 15
м
90
Кабель силовой ГОСТ 16442- 80
ВВГ2х1,5 мм
Метоллорукав ТУ 224044- 77
Метоллорукав ТУ 224044- 77
2
- URS
+URS
- UDA
+UDA
- UP
+UP
STP- 4ST- 20 м
PЗ- Ц- Х15- 20 м
ВВГ2х1,5 - 50 м
PЗ- Ц- Х15- 50 м
7
1,2,3,6
8; 9
4, 5,10
16- 225П
N- 802 10
A- 803 11
563 - 01 - АТС1
QF2
A804
4ж
A- 803
N- 802
PE
5
6
3
4
1
2
В
А
9
7
8
4к
шт.
BA- 14- 26
Выключатель автоматический
QF2;QF3 компл. с ЩБП- 3
XS1 Эл. разерка компл. с ЩБП- 3
Оправа ОСТ 25- 1281- 87
- URS 15
+URS 17
- UDA 24
+UDA 23
- UP 34
+UP 33
В1 31
А1 32
Gnd
+URS
- URS
RSA
RSB
4з
N- 802 10
A- 803 11
3
4
5
1
2
STP- 2ST- 20 м
PЗ- Ц- Х10- 20 м
STP- 4ST- 20 м
PЗ- Ц- Х15- 20 м
STP - 4ST - 1 м
PЗ- Ц- Х15 - 1 м
- URS
+URS
- UDA
+UDA
- UP
+UP
10
BA- 14- 26
Выключатель автоматический
1
5
6
5
6
3
4
1
2
Согласовано
Взаим.инв№
Подп. и дата
Инв.№подл.
3
QF1
2
STP- 2ST- 1,5 м
PЗ- Ц- Х10- 1,5 м
4
STP - 2ST - 2 м
PЗ- Ц- Х10 - 2 м
Щит ЩБП- 3
В2
А2
31
32
1
3
2
4
7
9
6
8
- T2
+T2
- J2
+J2
7
9
6
8
STP - 2ST - 2,0м
STP - 2ST - 3,0 м PЗ- Ц- Х10 - 2,0 м
PЗЦХ10
3,0
м
STP - 2ST - 2,0 м
PЗ- Ц- Х10 - 2,0 м
Ед.изм.
Монтажные изделия
- T1
+T1
- J1
+J1
4д, 4е
А1
В1
8
PI
КМ5- 4 ТБН
15
17
24
23
34
33
9
3
5, 6, 7
5, 6, 7
PI
1
2
3
4м
3
Щит эл. питания
Подающий трубопровод
ППС- 5 ТБН
- URS
+URS
- UDA
+UDA
- UP
+UP
2
1
2
3
ТI
4л
+UP
- P2
1
4б
2
+T2
+J2
5, 6, 7
1; 2
3; 4
- T1
- J1
ТI
Обратный трубопровод
ТМ4- 147- ТМ4- 512- ТМ4- 512- ТМ4- 512- ТМ4- 51291
91
91
91
75
+UP
- P1
4а
1
+T1
+J1
1; 2
Позиция
ТМ4- 147- ТМ4- 14275
75
3; 4
- T2
- J2
Номер
установочногоТМ4- 142чертежа
75
Обратный
трубопровод
Потреб.
по
проекту
Тип, марка
Электроаппаратура
Эл. питание
Расход воды
Давление воды
Подающий
трубопровод
Обратный
трубопровод
5, 8, 9
Подающий
трубопровод
7 - P2
9 +UP
6 - P1
Температура воды
Наименование
параметра и
место отбора
импульса
Наименование
XS1
Изм Кол.уч. Лист №док Подп. Дата
QF3
Разраб. Епифанова
Рук. гр.
Немченко
ГИП
Реконстроукция здания ЗАО "ПЭС/ СКК"
г. Самара, ЗАО СКК ул. Кабельная, 7
Узел учета тепловой энергии и
теплдоносителя
Схема соединения внешних
проводок КМ5- 4 ИТП- 1
Стадия
Лист
Листов
Р
4
1
ЗАО "Индустройпроект"
г.Самара

27. План расположения оборудования и внешних проводок

Поз.
Разраз 1- 1
690
320
1460
2
3
1090
- 1.230
поз.4л
5;6;7
поз.4в, 4г
11
поз.4а
3;4
поз.3
5;8;9
10;12
290
поз.1
1;2
поз.3
5;6;7
- 1.630
159х6,0
поз.3 поз.2
10;12 5;6;7 1;2
8
- 2.030
159х6,0
T2
Опора новая
поз.4б
3;4
Ду 150
890
300
200 330 100100100100
поз.4д, 4е
11
320
390
6
7
Ду 150
поз.4м
5;6;7
4
5
T1
159х6,0
Ввод теплосети
поз.3
5;8;9
320
9
10
Опора существующая
690
Согласовано
Взаим. инв.№
поз.4а
А
Подп. и дата
поз.4л
159х6,0
поз.4б
поз.4м
6
4
4
2
2
2
Фланец ГОСТ 12815, Ду 150, Ру 2,5 МПа
2
Шпилька М24
64
Гайка М24
2
128
Труба водогазопроводная безшовная
Ду150мм, ГОСТ 8732, Ру 1,6 МПа
4
ì
Швеллер стальной №12
2
ì
Стойка кабельная, К1150
4
Полка для укладки кабеля, К1160
Скоба для крепления кабельных стоек,
К1149
4
Опора
8
29
7
350
поз.4д;4е
2
3
1
563 - 01 - АТС1
к Эл. щиту
380/ 220В
1
Б
2
поз.4в;4г
Трубопровод условно разнесен от стены
Инв.№ подл.
щит ЩБП- 3 отм. 1500
поз.4ж, 4з, 4к
T1
T2
Ввод теплосети
2
4
5
6
8
1
9
2
Фланец ГОСТ 12815, Ду 150, Ру 1,6 МПа
План расположения технических средств и приборов
на отм. - 3.000
29
2
11
- 3.000
Примечание
2
12
1760
320
Кол. Масса
ед., кг
Бобышка прямая, Ру=20 МПа,
БП- 27/ 2- 55
Оправа ОСТ 25- 1281- 87
П2.285.103
Бобышка прямая, Ру=20 МПа,
БП- 20/ 1,5- 55
Гильза защитная ЕМТК001.04000- 03
ГЗ- 6,3- 8- 120, L=120
Закладная конструкция Ру 10 МПа,
ЗК4- 46- 70
Отборное устройствопрямое
Ру 1,6 МПа, t до 80°С
Кран трехходовой Ду 15 мм,
Ру1,6МПа, t до225°С, компл 16- 80П
Отборное устройствопрямое
Ру 1,6 МПа, t до 225°С
Кран трехходовой Ду 15 мм,
Ру1,6МПа, t до225°С, компл 16- 225П
Задвижка клиновая с выдвижным
шпинделем, Ду 150, 31 ч6бр
ГОСТ 5762- 74 с изм.
1
200 330 100 100100100
300
Наименование
Обозначение
Изм Кол.уч. Лист №док
Разраб. Епифанова
Рук. гр.
Немченко
ГИП
Подп. Дата
Реконстроукция здания ЗАО "ПЭС/ СКК"
г. Самара, ЗАО СКК ул. Кабельная, 7
Узел учета тепловой энергии
и теплоносителя
Стадия
Лист
Листов
Р
5.1
1
План расположения оборудования ЗАО "Индустройпроект"
и внешних проводок. ИТП- 1
г. Самара

28.

29.

30. Узел учета на базе приборов ООО «ВЗЛЕТ» на индивидуальном тепловом пункте школы. Схема теплоснабжения открытая.

Тепловычислитель ТСР ; термометры сопротивления и
расходомеры электромагнитные на подаче и на обратке; счетчик
горячей воды ВСТ-25 на линии ГВС

31.

Комплекс программно-технических средств на базе теплосчетчика
КМ5-6 открытая схема ТС с тупиковой схемой ГВС
ИТП –
КПТС
Комплекс программнотехнических
средств (КПТС)
Человек
Оператор
(Оп)
Показывающи
е
термометры
и манометры
ТОУ
КПТС- Оп
КаИ=32
КаИ=9
ИТП
КаИ=9
Измерительные
преобразователи
обьемного
расхода
и
термометры
сопротивления
Дисплей
теплосчечика
КМ-5
Архив
параметро
в
КПТС- СмС
КаИ=45
Смежная
Система
(СМС)
РКЦ

32.

Каналы основного и дополнительного тепловых контуров
теплосчетчика КМ5-6 в зависимости типа объекта учета
Перечень групп каналов
Количеств
о каналов в
группе
Тепло
трасса
2-х
трубная
Схема
открытая
с
тупиковой
ГВС
Схема
открытая
с
циркуляцией
ГВС
3
2
4
5
6
13
6
9
12
42
22
32
39
69
29
45
57
124
57
86
108
№
1
Каналы преобразования информации
от ТОУ к теплосчетчику КМ-5
2 Каналы основного и
дополнительного тепловых контуров
отображения информации на дисплее
3 Каналы основного и
дополнительного тепловых контуров
архивирования в энергонезависимой
памяти и передачи выходного
электрического сигнала в интерфейсе
RS-485 в смежную систему
Всего каналов
1

33. Архивация данных теплосчетчиком

34.

Сравнение диапазона измерения расхода теплоносителя
приборами различных конструкций и расчетного расхода
водяных трубопроводных сетей
Наименование
Водяная трубопроводная сеть
Диапазон измерения расхода в т/ч для условных
диаметров трубопроводов
40 мм
80 мм
100 мм
150 мм
200 мм
1,4-6
5,4-27
8,2-42
18-90
35-180
Электромагнитный расходомер КМ-5
0,04-40
0,16-160
0,25-250
0,6-600
1,0-1000
Ультразвуковой расходомер СУР-97
0,5-50
2,0-200
0,3-300
6,3-630
12-1200
Тахометрический расходомер ВСТ
0,3-20
1,9-110
2,5-180
5,5-350
12-650

35.

Примеры изготовления прямолинейных участков
Схема монтажа вихревого
преобразователя расхода, датчика
давления, датчика температуры

36. Раздел 4 «Организация коммерческого учета энергоресурсов на объектах ЖКХ»

Лекция 5
Тема 4.2. Организация коммерческого учета на объектах ЖКХ.
4.1.2. Организация учета потребления природного газа.
4.2.2. Организация учета потребления холодной воды
4.2.3. Организация учета потребления электрической энергии

37.

4.1.2. Организация учета потребления природного газа
Приказ Минэнерго России от 30.12.2013 № 961
"Об утверждении Правил учета газа"
(Зарегистрировано в Минюсте России 30.04.2014 N 32168)
ГСОЕИ ГОСТ Р 8.740-2011 Расход и количество газа. Методика измерений
с помощью турбинных, ротационных и вихревых счетчиков.
Относительная расширенная неопределенность измерений (при коэффициенте охвата 2) объемного расхода и объема газа, приведенных к стандартным
условиям, по данной методике приведена в зависимости от уровня точности
измерений
Уровень
точности
А
Б
В
Г
Д
0,75
1,0
1,5
2,5
4,0

38.

Методы приведения состояния газа к стандартным условиям
Условия применения метода
Наименование
метода
-пересчет
Уровень точности
измерений
Максимальный
допускаемый расход
при рабочих условиях, м3/ч
Д
100
Максимальное
допускаемое
избыточное
давление,
МПа
0,005
В, Г, Д
1000
0,3
Однокомпонентные или
многокомпонентные газы со
стабильным компонентным
составом
А, Б, В, Г, Д
Свыше 1000
Свыше 0,3
Газы, для которых имеются
данные о коэффициенте
сжимаемости
А, Б, В, Г, Д
Свыше 1000
Свыше 0,3
Газы, для которых отсутствуют
данные о коэффициенте
сжимаемости
или точность существующих
расчетных методов
не удовлетворяет требованиям
настоящего стандарта
- пересчет
-пересчет
- пересчет
Тип
среды
Газы низкого давления

39. При применении метода Т-пересчета объемный расход и объем газа, приведенные к стандартным условиям, рассчитывают по формулам:

n - интервал дискретизации;
qvi - приращение объема газа за i-й интервал времени осреднения параметров газа;
qv - объемный расход газа при рабочих условиях;
Vc - объемный расход газа, приведенный к стандартным условиям;
Zcn - фактор сжимаемости газа при стандартных условиях;
Zn - фактор сжимаемости газа при рабочих условиях;
pn - абсолютное давление газа при рабочих условиях;
pcn - стандартное давление, равное 0,101325 МПа;
K(a) - коэффициент перевода из рабочих условий в стандартные
T, Ti- термодинамическая (абсолютная) температура газа;
Tc - стандартная температура, равная 293,15 К.

40.

Конструкция УУРГ:
ВН1-ВН3 - кран трехходовой д/манометра; ВН4-ВН6 - кран шаровый муфтовый 11б27п Ду
15 ТУ 3712-002- 04606952-99; ВН7 - кран шаровый муфтовый 11б27п Ду 20 ТУ 3712-00204606952-99; ВН8-ВН10 - Кран шаровой КШ-80-16 ТУ 48-59-018-36214188-97; СЧ1 комплекс измерительный СГ-ЭК-Р-160 / 1,6 ЛГТИ.407321.001 ТУ; МН1-МН3 - манометр 1.6
МПа; Ф1 - фильтр газа ФГ16-80 ЛГТИ.061431.001 (оснащен индикатором перепада давления
ДПД16); ДТ1 - гильза термометра.

41. Предлагаемая функциональная схема автоматизированного узла учета потребления природного газа на ГРУ с регулятором РДУК-100 к

типовому проекту
МОСГАЗПРОЕКТ – 1977 г.:
TE – преобразователь температуры (3а – газа, 4а – наружного воздуха);
PT– преобразователь абсолютного давления (3д); FE – сужающее устройство (3б);
FT – преобразователь перепада давления на сужающем устройстве (3в, 3г); TI– термометр;
PI – манометр; (F,W, P, T, K) IR – корректор газа (3е);
ET – адаптер связи (3з); ER – печатающее устройство (3и); EY– электропитание (3ж)

42. 4.2.2. Организация учета потребления холодной воды

Характеристики крыльчатых и турбинных счетчиков воды
Параметры
м3/ч
Расход воды,
Диаметр
Порог
Гидравлическ
условного
Максимальны
чувствительое
прохода
Эксплуай объем воды
Минимальн
Максиности,
сопротивлени
счетчика,
тационны
за
сутки,
ый
мальный
м3/ч,
е счетчика
мм
й
м3
не более
S,
15
20
25
32
40
50
65
80
100
150
200
250
0,03
0,05
0,07
0,1
0,16
0,3
1,5
2
3
4
6
15
1,2
2
2,8
4
6,4
12
17
36
65
140
210
380
3
5
7
10
16
30
70
110
180
350
600
1000
0,015
0,025
0,035
0,05
0,08
0,15
0,6
0,7
1,2
1,6
3
7
45
70
100
140
230
450
610
1300
2350
5100
7600
13700
м
14,5
( л / с) 2
5,18
2,64
1,3
0,5
0,143
810 10-5
264 10-5
76,6 10-5
13 10-5
3,5 10-5
1,8 10-5

43. Схема размещения счетчиков и преобразователей на водомерном узле потребителя (а) и водомерном узле котельной с передачей

сигнала на теплосчетчик (б)

44.

Водосчетчики крыльчатые СКБ для подпиточного трубопровода
Наименование параметра
Ед.изм.
Значение параметра
Диаметр условного прохода, Д у
мм
20
25
Метрологический класс
-----
Наибольший расход, Q max
м3 /ч
5.0
7.0
12.0
20.0
Номинальный расход, Qn
м3 /ч
2.5
3.5
6.0
10.0
Переходный расход, Qt
м3 /ч
0,25
0,20
0,35
0,14
0,6
0,24
1,0
0,40
Наименьший расход, Q min
м3 /ч
0,1
0,05
0,14
0,07
0,24
0,12
0,4
0,20
Порог чувствительности, не более
м3/ч
0,05
0,025
0,07
0,035
0,12
0,06
0,2
0,10
А
B
32
A
А
B
Емкость индикаторного
устройства
м3
99999,9999
Наименьшая цена деления
индикаторного устройства
м3
0,00005
Гидравлическое сопротивление
счетчиков, S
40
В
А
В
м/(м3/ч)2
0,3872
0,092
0,069
0,021
Максимальный объем воды
- за сутки
- за месяц
м3
90
1900
125
2625
220
4500
360
7500
Масса, кг, не более
кг
0,8
1,6
1,7
2,7

45.

Функциональные характеристики тахометрических турбинных расходомеров
,%
4%
,%
2%
2%
-1%
-2%
RVG
СГ
до 1,6
до 1,6, до 7,5
-20…70
-20…50
Диаметры
условного
прохода (мм)
50, 80, 100, 150
50…200
Пределы
измерений
объемного расхода (м3/ч)
0.8 … 650
10 … 2500
1%
1%
Qmin 0.1Qmax
Функциональные
характеристики
Давление рабочего газа
(МПа)
Температура
рабочего
газа (°С)
Qmax Q, м^3/ч
Qmin 0.2Qmax
0.1Qmax
Qmax Q, м^3/ч
-1%
-2%
-4%
не менее 5 Ду перед и 3 Ду после
счетчика
Длины прямых участков
Предел относительной
погрешности измерения
±2% - в диапазоне
расхода Qmin до
0.1Qmax ; ±1% - в
диапазоне расхода
0.1 Qmax … Qmax
±1% в диапазоне расходов
Qmax…0.2 Qmax; ± 2% в диапазоне
расходов 0.2Qmax…0.1 Qmax; ± 4% в
диапазоне расходов
0.05 Qmax… 0.1Qmax

46. Квартирные узлы учета холодной и горячей воды на базе тахометрических расходомеров «Тепловодомер»

47.

48.

49.

50.

Схема размещения приборов на источнике тепловой энергии
для паровых систем теплоснабжения
К – котел, ВПУ – водоподготовительная установка, ПН- питательный насос,
СК – сборник конденсата

51.

Схема размещения приборов у потребителя тепловой энергии
для паровых систем теплоснабжения
СК – сборник конденсата

52.

116. Теплосчетчики должны обеспечивать измерение
относительной погрешностью не более:
а) +5% в диапазоне расхода пара от 10 до 30%;
б) + 4% в диапазоне расхода пара от 10 до 100%.
тепловой
энергии
пара
с
117. Счетчики пара должны обеспечивать измерение массы теплоносителя с относительной
погрешностью не более 3% в диапазоне расхода пара от 30 до 100%.
118. При расчете тепловой энергии пара и при определении плотности и энтальпии
теплоносителя (горячая вода, конденсат, холодная вода, подпитка, пар) абсолютная
погрешность измерения температуры
t 0,6 0,004 t
122. Приборы учета, регистрирующие давление теплоносителя, должны обеспечивать
измерение давления с приведенной погрешностью не более +1% для пара и +2% для воды
123. Приборы учета, регистрирующие время, должны обеспечивать измерение текущего
времени с относительной погрешностью не более +0,05%

53.

XII. Требования к метрологическим и эксплуатационным
характеристикам приборов учета
114. Для теплосчетчиков должны соблюдаться следующие значения нормированных рабочих
условий применения приборов учета, в водяных системах теплоснабжения:
а) Для температуры теплоносителя - в соответствии с ТЗ на установку теплосчетчика, °C;
Gmin и Gmax - минимальное и
б) Для расходов жидкости: Gmax / Gmin 50
максимальное значение расхода измеряемые прибором, м.куб./ч
в) Для максимального давления жидкости - не менее 1,6 МПа
115. Для измерения тепловой энергии в водяных системах теплоснабжения должны
приниматься теплосчетчики не ниже класса 2, на источниках тепловой энергии рекомендуется
применение теплосчетчиков класса 1. При этом должны выполняться следующие требования:
а) минимальное значение разности температур при которой теплосчетчик функционирует без
превышения максимально допустимой погрешности, не более 3 °C;
б) относительная максимально допускаемая погрешность для датчика расхода выраженная в
процентах в зависимости от расхода
- класс 2
E f 2 0,02 Gmax / G
, но не более +5%,
- класс 1
E f 1 0,01Gmax / G
, но не более +3,5%,

54.

в) относительная максимальная допускаемая погрешность пары датчиков выраженная в
процентах в зависимости от абсолютной разности температур в прямом и обратном
трубопроводах
Et 0,5 3 tmin / t
г) относительная максимальная допускаемая погрешность вычислителя ( Ec ), %
Ec 0,5 tmin / t
д) максимально допускаемая относительная погрешность теплосчетчика (E) для закрытой
системы теплоснабжения, выраженная в процентах от условного истинного значения,
рассчитывается по формуле:
E E f Et Ec
е) максимально допускаемая относительная погрешность теплосчетчика ( Ео) для
открытой системы теплоснабжения, выраженная в процентах от условного истинного
значения, определяется методиками измерений, указанными в описаниях типа этих средств
измерений;
ж) в качестве характеристики точности определения величины утечки теплоносителя по
разности масс теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах следует принимать
абсолютные погрешности применяемых расходомеров

55. Схема размещения измерительных преобразователей и приборов на выходах паровой и водяной тепловой сети источника тепла: TE –

преобразователь температуры; PT – преобразователь избыточного давления; FE – преобразователь
расхода; QY – теплосчетчик (тепловычислитель); T-1 – подающий трубопровод водяной теплосети;
T-2 – обратный трубопровод водяной теплосети; Tп – подпиточный трубопровод водяной теплосети;
T-7 – паропровод тепловой сети; T-8 – конденсатопровод; Tхв – трубопровод исходной воды

56. Выбор приборов учета тепловой энергии

СРЕДСТВА ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА И КОЛИЧЕСТВА
ПО РАСХОДУ И КОЛИЧЕСТВУ
Счетчики
Расходомер
ы
Расходомерысчетчики
Преобразоват
ели расхода
ПО ТИПУ СРЕДЫ
Газ
Жидкость
Пар
ПО ИЗМЕРЯЕМЫМ ПАРАМЕТРАМ
Массовые
Объемные
Объемно-массовые
ПО ПРИНЦИПУ ДЕЙСТВИЯ
Перепад
а
давления
Тахометрическ
ие
Кориолисовые
Ультразвуковые
Электромагнитны
е
Тепловы
е
Вихрев
ые
Другие
типы
ПО ОТОБРАЖЕНИЮ И ВЫХОДНЫМ СИГНАЛАМ
Прямопоказывающ
ие
Регистрирующие
С выходным
сигналом

57. Функциональная схема автоматизированного теплового пункта здания зависимая схема открытого теплоснабжения

ПРИБОРЫ И РЕГУЛЯТОРЫ
ТС(поз.6) – погодный
компенсатор;
РС(поз.5) – регулятор перепада
давления;
ТС(поз.4) – регулятор
температуры циркуляции;
QR(поз.3) -- теплосчетчик
FE - преобразователь расхода
TE – преобразователь
температуры
ТРУБОПРОВОДЫ
T1, Т11 - подающий
T2, Т21 - обратный
Tгвс – горячего водоснабжения
Tц – циркуляционный ГВС
Т12, Т22 - вентиляции

58. Преобразователи давления и разности давлений (по данным ЗАО ПТС)

Результаты метрологической
поверки основных типов
Распределение приборов по
основным типам
120%
Годные
Не годные
3% 2%
100%
30%
100%
90%
34%
85%
80%
80%
80%
17%
13%
62%
60%
40%
Метран (53 шт)
Сапфир (31 шт)
КРТ (24 шт)
МП (61 шт)
МТ-100 (5 шт)
МП-4 (4 шт)
38%
20%
20%
20%
15%
10%
0%
0%
Метран (53 Сапфир (31 КРТ (24 шт) МП (61 шт)
шт)
шт)
МТ-100 (5 МП-4 (4 шт)
шт)

59. Преобразователи температуры и комплекты преобразователей для измерения разности температур (по данным ЗАО ПТС)

Распределение по основным типам
и маркам
Результаты метрологической поверки
основных типов преобразователей
120%
Годные
3%3%
7%
9%
1%
100%
99%
100%
92%
79%
80%
6%
1%
69%
Не годные
100%
78%
80%
79%
60%
40%
КТПТР (293 шт)
ТПТ (27 шт)
КТСПР (6 шт)
ТСП (29 шт)
ТМТ (14 шт)
Pt 500 (37 шт)
ТСМ (11 шт)
ТЧК (5 шт)
21%
22%
21%
20%
20%
8%
1%
0%
0%
0%
КТПТР КТСПР ТПТ (27 ТСП (29 ТМТ (14 ТСМ (11 Pt 500
(293 шт) (6 шт)
шт)
шт)
шт)
шт)
(37 шт)
ТЧК (5
шт)

60. Преобразователи расхода и расходомеры (по данным ЗАО ПТС)

Результаты метрологической поверки по
методам измерения расхода
Основные методы измерения расхода
сетевой воды
33%
32%
100%
Годные
92%
90%
89%
88%
80%
80%
4%
31%
Не годные
70%
60%
Электромагнитные расходомеры (154 шт):
Взлёт ЭР, ПРЭМ, ИПРЭ, ИР-45
50%
40%
Ультразвуковые расходомеры (151 шт): ВЗЛЁТ
МР, UFM-500, UFEC, SONOFLOW,
ULTRAFLOW, ПРАМЕР-510, УПР, СУР-97,
Вихревые расходомеры (19 шт): ВЭПС
30%
20%
20%
12%
10%
11%
8%
0%
Тахометрические расходомеры (161 шт):
ПРМТ, ВСТ и др.
Электромагнитные
Ультразвуковые
Вихревые расходомеры (19
расходомеры (154 шт): Взлёт
расходомеры (151 шт):
шт): ВЭПС
ЭР, ПРЭМ, ИПРЭ, ИР-45
ВЗЛЁТ МР, UFM-500, UFEC,
SONOFLOW, ULTRAFLOW,
ПРАМЕР-510, УПР, СУР-97,
Тахометрические
расходомеры (161 шт):
ПРМТ, ВСТ и др.

61. Теплосчетчики и тепловычислители (по данным ЗАО ПТС)

Основные типы и марки
приборной продукции
Результаты метрологической поверки
основных типов приборов
120%
Годные Не годные
13%
18%
100%
10%
4%
90%
1%
80%
12%
6%
5%
100%
100%
100%
90%
91%
90%
73%
30%
62%
60%
ТСРВ (26 шт)
ВКТ-2, 3, 5 (59 шт)
SUPERCAL (11 шт)
КМ-5 (2 шт)
SA 94/2, 3 (36 шт)
СПТ 961, 941, 942 (20 шт)
ТВМ 3, 5 (10 шт)
MT 200 DS (24 шт)
ТСР (8 шт)
38%
40%
27%
20%
10%
10%
10%
9%
0%
0%
0%
0%
ТСРВ (26 шт) СПТ 961, ВКТ-2, 3, 5 ТВМ 3, 5 (10 SUPERCAL MT 200 DS КМ-5 (2 шт) ТСР (8 шт) SA 94/2, 3 (36
941, 942 (20 (59 шт)
шт)
(11 шт)
(24 шт)
шт)
шт)