Метрологическое обеспечение измерительных систем (стр. 6 )

4. Рябинин  и безопасность структурно-сложных систем. – СПб.: Политехника, 2000. – 248 с.

5. Соложенцев логико-вероятностное управление риском в бизнесе и технике. – СПб.: Издательский дом “Бизнесс-пресса”, 2004. – 432 с.

6. ГОСТ Р 51901.5–2005 Менеджмент риска. Руководство по применению методов анализа надежности

7. ГОСТ Р 51901.1-2002 Менеджмент риска. Анализ риска технологических систем

8. Колмогоров А. Н., Драгалин  в математическую логику. – М.: МГУ, 1982. – 437 с.

9. Дэвид Дж. Смит, Кеннет Дж. Л. Симпсон. Функциональная безопасность. Простое руководство по применению стандарта МЭК 61508 и связанных с ним стандартов. – М.: Изд. дом “Технологии”, 2004. – 208 с.

Авторы

– заместитель директора ФГУ “Оренбургский ЦСМ”, к. т.н., доцент.

Тел. (353E-mail: *****@***ru

2. Метрологическое обслуживание
систем измерений электрической энергии

В.,

К вопросу о методиках выполнения измерений
параметров вторичных цепей

В рамках энергетических обследований систем учета электрической энергии на энергообъектах, паспортизации измерительных комплексов учета электроэнергии по РД 34.09.101-94 возникает необходимость в получении измерительной информации о параметрах вторичных цепей измерительных трансформаторов тока и напряжения. Поскольку в соответствии с законом “Об обеспечении единства измерений” все измерения в РФ должны проводиться по утвержденным в установленном порядке методикам выполнения измерений (МВИ), то появилась необходимость в разработке таких методик. В решении IV конференции “Метрологическое обеспечение измерительных систем” (г. Пенза, 2007 г.) ФГУП “ВНИИМС” было предложено обобщить накопленный опыт в данной области измерений и подготовить к утверждению методики, позволяющие проводить измерения вторичной нагрузки трансформаторов тока, мощности нагрузки трансформаторов напряжения и потери напряжения в линии от трансформатора напряжения до счетчика.

МВИ были подготовлены с учетом требований ГОСТ Р 8.596 и включают в себя следующие разделы: введение, область применения, нормативные ссылки, определения и сокращения, требования к погрешности измерений, средства измерений, метод измерений, требования безопасности, требования к квалификации операторов, условия выполнения измерений, подготовка к выполнению измерений, выполнение измерений, обработка результатов измерений, контроль точности получаемых результатов измерений, оформление результатов измерений.

Одним из важных факторов при разработке МВИ являлся выбор таких методов измерений, которые бы позволили проводить измерения, не нарушая установленного режима работы энергообъекта, т. е. без отключения оборудования. Данное условие было продиктовано требованиями удобства: не нужно подавать заявку на вывод присоединения из работы, составлять график проведения работ с учетом положительных решений по заявкам, что в целом существенно уменьшает сроки проведения работ на одном энергообъекте.

В некоторых случаях применение МВИ без отключения линии не применимы, т. к. изначально присоединение выведено из работы. В подобных случаях для проведения измерений используется принципиально другое оборудование и, соответственно, другая методика. Таким образом, ФГУП “ВНИИМС” были разработаны МВИ параметров вторичных цепей в случаях, когда линия находится в работе и когда линия отключена.

При формировании раздела “Требования к погрешности измерений” был проанализирован рынок российских и зарубежных средств измерений, в результате чего определены оптимальные требования к приписанной характеристике погрешности результата измерений, в качестве которой выбраны доверительные границы допускаемой относительной погрешности измерений, составляющие ± 3 %, при измерениях:

– вторичной нагрузки трансформатора тока и мощности нагрузки трансформатора напряжения;

– потерь напряжения без отключения вторичных цепей;

– потерь напряжения с отключением вторичных цепей.

Измерения вторичной нагрузки трансформатора тока без вывода оборудования из работы выполняется измерителем с функциями измерения действующего значения силы тока и напряжения методом “амперметра-вольтметра” без разрыва вторичных цепей. При этом фактическая вторичная нагрузка трансформатора тока характеризуется полным сопротивлением внешней вторичной цепи:

(1)

Основная трудность таких измерений – это малые значения напряжения и тока при слабой загруженности линии потребителями. Решение этой проблемы потребовало разработок специальных приборов.

Схема включения измерителя в режиме измерения действующего значения силы тока и напряжения для случая соединения вторичных обмоток трансформатора тока “звезда” с нулем, собранным на трансформаторе тока, приведена на рисунке 1.

Измерения мощности нагрузки трансформатора напряжения без вывода оборудования из работы выполняется измерителем с функциями измерения действующего значения силы тока и напряжения методом «амперметра-вольтметра» без разрыва вторичных цепей. При этом фактическая мощность трансформатора напряжения определяется полной мощностью, потребляемой вторичной цепью трансформатора напряжения.

При расчете полной мощности ТН следует учитывать следующие особенности включения:

– для трехфазных трехобмоточных трансформаторов с основными и дополнительной вторичными обмотками равна сумме полных мощностей нагрузки вторичных основных и дополнительной обмоток;

– для однофазных трехобмоточных трансформаторов с основной и дополнительной вторичными обмотками фактическая мощность равна сумме полных мощностей нагрузки вторичной основной и дополнительной обмоток;

– для однофазных двухобмоточных трансформаторов с двумя основными вторичными обмотками фактическая мощность равна сумме полных мощностей нагрузки вторичной основной 1 и основной 2 обмоток.

Схема включения измерителя при измерении действующего значения тока и напряжения для трехфазного трансформатора напряжения приведена на рисунке 2.

Мощность вторичной нагрузки, например, трехфазного двухобмоточного трансформатора напряжения вычисляют по формулам:

Sa=Iа∙Uab/√3 (2)

Sb=Ib∙Ubc/√3 (3)

Sc=Ic∙Uca/√3 (4)

SТН=Sa+Sb+Sc (5)

Так же, как и в предыдущем случае, основная трудность заключалась в измерении относительно малого значения тока в каждой фазе, поскольку, как правило, кроме цифрового счетчика электрической энергии во вторичную измерительную цепь ТН других нагрузок не подключают.

Для этих целей были доработаны уже существующие (а в некоторых случаях и разработаны новые) приборы. В частности, в качестве измерителей тока и напряжения уже сейчас можно использовать такие приборы, как “Ресурс-ПЭ”, вольтамперфазометр “Парма ВАФ-Т”, энерготестер “ПЭМ-02 И” и другие.

Другие варианты подключения измерителя для схем включения трансформаторов тока и напряжения приведены в разработанных методиках выполнения измерений.

Метод измерений вторичной нагрузки ТТ в случае, если оборудование выведено из работы, основан на измерении модуля комплексного сопротивления вторичных цепей трансформатора тока, например, таким прибором, как “Вымпел”. В этом случае, вторичную нагрузку рассчитывают по формуле:

(6)

Схема подключения прибора «Вымпел» приведена на рисунке 3.

Измерение потерь напряжения в линии соединения счетчика с измерительным трансформатором напряжения в условиях эксплуатации основано на методе одновременных измерений напряжений переменного тока у трансформатора напряжения и счетчика двумя измерителями, схема включения которых, например, для однофазных трансформаторов напряжения трехфазной группы, показана на рисунке 4.

За потери напряжения принимают разность (DU) между отклонением напряжения (DUтн), измеренным на клеммах, ближайших к трансформатору напряжения, и отклонением напряжения (DUсч), измеренным на клеммах, ближайших к счетчику:

(7)

При подготовке к проведению измерений потерь напряжения с использованием вышеуказанного метода необходимо учесть индивидуальные характеристики приборов, для чего проводится калибровка измерителей при различных рабочих температурах и уровнях напряжения. Полученные в процессе калибровки значения в дальнейшем вводятся в качестве поправки в результат измерения отклонения напряжения.

Вышеуказанная МВИ существенно упрощается при использовании двух мультиметров “Ресурс-ПЭ”, один из которых является ведущим, а второй ведомым. Калибровка мультиметров производится автоматически по радиоканалу, результат измерений потерь напряжения в процентах отображается на дисплее ведущего прибора. Но следует отметить, что в условиях действующего энергообъекта не всегда имеется возможность синхронизации приборов по радиоканалу.

Погрешности измерений параметров вторичных цепей по всем рассмотренным методикам определяются погрешностями применяемых средств измерений.

К выполнению измерений по разработанным МВИ и обработке их результатов допускаются лица, подготовленные в соответствии с требованиями действующей нормативной документации по безопасности, имеющие группу по электробезопасности не ниже III, обученные выполнению измерений параметров вторичных цепей и технике работы с используемыми приборами. В электроустановках до и выше 1000 В работы проводит бригада в составе не менее двух человек. В состав бригады должен быть включен представитель службы релейной защиты и автоматики организации, на территории которой проводятся измерения.

При выполнении измерений по разработанным МВИ необходимо соблюдать определенные условия, при отклонении от которых возникают дополнительные погрешности измерений. Основным влияющим фактором является температура.

Погрешность измерений параметров вторичных цепей определяется погрешностями используемых средств измерений.

В связи с большим количеством средств измерений, представленных на рынке, были разработаны МВИ параметров вторичных цепей в формате типовых, которые после окончательного согласования с ведущими институтами и организациями будут выпущены в виде методических инструкций. Поскольку функционал, условия применения средств измерений и нормирование их погрешностей отличается для различных приборов, то метрологическим службам рекомендуется дорабатывать типовые МВИ с учетом характеристик имеющихся средств измерений.

В 2005 году ФГУП “ВНИИМС” были разработаны МВИ параметров вторичных цепей, основанные на вышеизложенных методах, с использованием парка приборов ЗАО “Метростандарт”. Опробование и отработка МВИ проводились на объектах ОАО “ФСК ЕЭС”. Накопленный ЗАО “Метростандарт” опыт позволил оптимизировать форму протокола измерений, что было учтено в типовых МВИ.

В заключении следует отметить, что проведенное обобщение опыта, накопленного за предыдущие годы по измерениям во вторичных цепях трансформаторов тока и напряжения, учет всех замечаний, присланных в адрес ФГУП “ВНИИМС”, в процессе написания МВИ, позволяет в самое ближайшее время утвердить и зарегистрировать типовые МВИ параметров вторичных цепей. Это еще один шаг в создании нормативной базы по метрологическому обеспечению систем коммерческого учета электрической энергии.

Авторы

– начальник отдела электрических измерений в промышленности ФГУП “ВНИИМС”, к. т.н.

Тел. (4, *****@***ru

– начальник отдела метрологических проектов ЗАО “Метростандарт”

Тел. (4, *****@***ru

, ,

Поверка генераторных ИТТ
с применением оборудования “НПП Марс-Энерго”

Задачи поверки компонентов АИИС КУЭ

Что требуется от системы коммерческого учета электрической энергии (АИИС КУЭ) генерирующей компании для допуска на оптовый рынок? Прежде всего, она должна быть зарегистрирована в государственном реестре средств измерений (СИ) и иметь действующие свидетельства о поверке. АИИС КУЭ поверку, если на трансформаторы напряжения, трансформаторы тока и счетчики электрической энергии имеются действующие свидетельства о поверке. Одним из трех основных компонентов измерительного канала АИИС КУЭ являются измерительные трансформаторы тока (ИТТ), подлежащие обязательной поверке.

Проблемы поверки ИТТ 10-30 кА

До недавнего времени существовала проблема периодической поверки высоковольтных ИТТ на местах их эксплуатации. Для поверки ИТТ по ГОСТ 8. [1] поверочные установки кроме достаточно дорогого метрологического оборудования должны содержать мощные регулируемые источники тока. Значительные габариты и масса оборудования таких установок вызывают трудности доставки их к поверяемым трансформаторам. Для некоторых видов ИТТ поверка на месте эксплуатации по классической методике поверки оказывается технически невозможной. Прежде всего, это относится к генераторным шинным трансформаторам тока на номинальные токи 10-30 кА, установленным в пофазно-экранированных токопроводах (рис. 1).

Вариант решения

Для решения этой проблемы комитетом Ростехрегулирования в декабре 2005 г. было принято решение о разработке экспериментально-расчетной методики поверки измерительных трансформаторов тока (ЭРМП-ИТТ). Работа проводилась в тесном взаимодействии лаборатории трансформаторов тока ОАО “НИИВА” (руководитель – ) и лаборатории электроэнергетики ФГУП “ВНИИМ им. ” (руководитель – доктор технических наук ) [2]. ЭРМП-ИТТ была многократно исследована экспериментально. В ходе исследований проводилось сравнение погрешностей трансформатора одного и того же типа, полученных по классической методике и по ЭРМП-ИТТ. Результаты этих исследований, проведенных для ИТТ различных типов и классов точности, показали, что кривые зависимостей погрешностей ИТТ от кратности тока (k= I/Iн) близки к параллельным.

Рис. 2. Зависимости погрешностей ИТТ от кратности тока (k= I/Iн)

Пример зависимостей, полученных для реального трансформатора типа ТФЗМ-220Б-ШУ-1 класса точности 0,5, показан на рисунке 2, где:

– синим цветом приведены погрешности ИТТ, полученные по классической методике с эталонным трансформатором тока класса 0.05;

– красным цветом – погрешности ИТТ, определенные по ЭРМП-ИТТ;

– фиолетовым цветом – погрешности ИТТ определенные по ЭРМП-ИТТ, совмещенные в точке I1 / I1н = 20% с погрешностью по ЭТТ.

За 2 года была проведена колоссальная по объёму исследовательская работа, которая увенчалась успехом, и её результат оформился в МИ [3].

ЭРМП-ИТТ – это методика поверки, альтернативная традиционной, для случаев, когда использование классической методики невозможно. Решение об использовании ЭРМП-ИТТ в каждом случае должна будет принимать организация[1], аккредитованная на право поверки ИТТ и проводящая поверку ИТТ на объекте. Методика применяется, когда имеется возможность определить погрешности поверяемого ИТТ по методике ГОСТ 8. только при одном значении кратности тока в области k от 0,2 до 1,2 при реальном первичном токе и реальной нагрузке вторичной цепи. Погрешности f и δ ИТТ для любых других значений k и для других значений нагрузки могут быть определены расчетным путем на основе экспериментального определения вольтамперной характеристики (ВАХ) трансформатора, данных о параметрах трансформатора и о вторичной нагрузке.

Приборное обеспечение

Для практической реализации методики в “НПП Марс-Энерго” разработан аппаратно-программный комплекс, позволяющий в полуавтоматическом режиме измерять погрешности ИТТ по МИ .

В состав комплекса входят:

– преобразователь параметров вольтамперных характеристик
измерительных трансформаторов тока “ПП ВАХ” [4];

– прибор Энергомонитор 3.3Т;

– эталонный электромагнитный трансформатор тока до 5 кА или оптический преобразователь тока до 100 кА;

– мегомметр;

– омметр (диапазон измерений от 0,1 до 100 Ом, класс точности 2,0);

– магазин нагрузок;

– регулируемый источник тока до 5 кА;

– МИ ;

– компьютер с Программным обеспечением “Дельта-Т” для проведения расчетов и формирования протокола поверки.

Все компоненты комплекса приспособлены для переноски в условиях реальных объектов и имеют массу не более 15 кг. Комплекс дополняет состав передвижной лаборатории высоковольтной метрологической ЛМВ “МЭ-Аудит”, серийно выпускаемой “НПП Марс-Энерго”. Комплекс уже успешно применялся поверителями ВНИИМС и ВНИИМ на Ленинградской АЭС, Сургутской ГРЭС (рис. 3) и др. Преобразователь “ПП ВАХ” дополнительно применяется как измерительный усилитель напряжения при измерении мощности нагрузки ИТТ.

Рис. 3. Поверка генераторного ИТТ

Порядок работ при поверке ИТТ:

1. Подготовка ИТТ к поверке (по ГОСТ 8.)

2. Снятие ВАХ

3. Расчёт погрешностей

4. Измерение погрешностей при одном значении тока

5. Расчёт погрешностей с поправкой

6. Оформление результатов

Области применения

МИ с введением поправок может быть эффективно использована при поверке измерительных ИТТ всех типов и классов точности, преимущественно генераторных шинных ИТТ с номинальными токами до 30 кА. Для генераторных шинных трансформаторов, например, типа ТШВ-1Б или ТШВ-15Б Г-2, не подвергающихся витковой коррекции погрешностей, МИ может использоваться без введения поправок. Без введения поправок настоящая методика может быть эффективно использована при периодическом технологическом контроле состояния ИТТ, например, после коротких замыканий или иных событий, вызывающих сомнения в соответствии метрологических характеристик ИТТ. Если полученные значения погрешностей f и δ превышают допускаемые более чем в 1,5 раза, то рекомендуется подвергнуть ИТТ внеочередной поверке. Понятно, что в противном случае снижается достоверность учёта электроэнергии, и небалансы существенно возрастают.

Перспективы

Для измерения погрешности при рабочем токе и вычисления поправок при поверке шинных ИТТ перспективно применение оптических преобразователей тока NXCT–F3, зарегистрированных в государственном реестре СИ (рис.4). Они позволяют измерять ток в высоковольтном токопроводе при реальном первичном токе. “НПП Марс-Энерго” планирует проведение опытной эксплуатации и исследований оптических преобразователей тока в условиях отечественных подстанций. Работы по совершенствованию методик и метрологического оборудования будут продолжаться в связи с появлением новых технологий и реформами в энергетике.

Литература

1. ГОСТ 8.. ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки.

2. Шапиро Е. З., Никитин А. Ю., Гублер Г. Б., Вильниц А. З. «Экспериментально-расчетная методика поверки измерительных трансформаторов тока на местах эксплуатации (ЭРМП-ИТТ)». Метрология – Измерения – Учет и оценка качества электрической энергии: Труды 1-й научно-технической конференции. 12–16 мая 2008 г./ Под ред. . – СПб.: , 2008.

3. МИ . ГСИ. Рекомендация. Трансформаторы тока. Экспериментально-расчетная методика поверки измерительных трансформаторов тока на местах их эксплуатации. СПб: ФГУП “ВНИИМ им. ”, 2008.

4. МС2.746.003 РЭ. Преобразователи параметров Вольт-амперных характеристик измерительных трансформаторов тока “ПП ВАХ”. Руководство по эксплуатации. СПб: НПП Марс-Энерго, , 2008.

Авторы

– директор ООО “Научно-производственное предприятие Марс-Энерго”,

– заместитель директора по качеству ООО “Научно-производственное предприятие Марс-Энерго”

Россия, Санкт-Петербург, наб. р. Фонтанки, д. 113 А www. *****

Тел. (8E-mail: *****@***ru

– ведущий научный сотрудник ФГУП “ВНИИМ им. ”

Россия, Санкт-Петербург, Московский пр., д. 19

Тел. (8E-mail: *****@***ru

,

практические работы по созданию АИИС КУЭ в бытовом секторе розничного рынка электроэнергии, к сожалению, опережают создание необходимой нормативной базы.

В первую очередь, это вызвано тем, что до сих пор не приняты Правила учета электроэнергии на розничном рынке, которые должны стать основой всей системы нормативных документов для бытовых АИИС КУЭ. Пока при испытаниях с целью утверждения типа, поверке и иных метрологических работах с большим или меньшим успехом используются нормативные документы, разработанные для единичных образцов промышленных АИИС КУЭ [1–7]. Однако в ряде случаев их применение к АИИС КУЭ бытового сектора затруднительно в силу особенностей данных систем.

Стоить отметить, что разработка проектов нормативных документов для АИИС КУЭ бытового сектора ведется, но пока широкого обсуждения данные проекты не получили.

Особенности метрологического обеспечения АИИС КУЭ бытового сектора вытекают из особенностей их структуры, программного обеспечения, технической реализации и условий эксплуатации. Основные особенности, на наш взгляд, следующие.

Во-первых, наличие большого количества измерительных каналов. Это значительно затрудняет работу уже на стадии проверки функционирования и комплектности, не говоря уже о контроле ошибок информационного обмена. Таким образом, при испытаниях и поверке АИИС КУЭ бытового сектора необходима оценка возможности выборочного контроля измерительных каналов, исходя из их идентичности.

Если при испытаниях и поверке единичных образцов АИИС КУЭ экспериментальной проверке подвергаются все измерительные каналы, то при работе с АИИС КУЭ бытового сектора приходится идти по пути выборочного контроля, так как практически невозможно в достаточно приемлемый срок провести экспериментальную оценку технических характеристик систем, имеющих, например, 1000 измерительных каналов.

Во-вторых, обеспечение доступа к счетчикам индивидуальных абонентов. Этот вопрос особенно актуален по нескольким причинам. Основная причина – влияние человеческого фактора, особенно при условии монтажа счетчиков непосредственно в квартирах или элитных коттеджах. Усложняет ситуацию наличие совершенно обоснованных разъяснений сбытовых компаний о доступе к приборам учета только официальных представителей данных компаний. Поэтому в ряде случаев приходиться разрабатывать специальную программу посещения конкретного объекта с учетом его специфики.

В-третьих, размещение различных компонентов систем в жилых комплексах чревато весьма неприятным сопутствующим фактором – бытовым вандализмом. Например, система смонтирована на объекте, введена в опытную эксплуатацию, а перед началом испытаний (поверки) или в процессе выведен из строя какой-либо компонент, на восстановление которого требуются время и средства. При большом количестве компонентов и особенностей их размещения довольно сложно вовремя определить даже сам факт наличия повреждений, ведущих к нарушению функционирования системы. Поэтому при разработке специализированного программного обеспечения было бы весьма целесообразно наличие программного модуля, выполняющего “функции оповещения при нарушении функционирования системы”.

Отдельно хотелось бы акцентировать внимание на документации, сопровождающей АИИС КУЭ бытового сектора на всех стадиях жизненного цикла, от разработки до промышленной эксплуатации.

Если, например, АИИС КУЭ является изделием серийного производства, то в соответствии с действующими нормативными документами (в отличие от АИИС КУЭ единичного образца) Изготовитель разрабатывает технические условия, руководство по эксплуатации, паспорт или формуляр, которые в обязательном порядке должны быть представлены на испытания. С другой стороны, при проведении испытаний ГЦИ СИ разрабатывает программу и методику испытаний, методику поверки, описание типа.

В силу сложившейся ситуации с нормативной базой, разработка этого комплекта документов требует больших затрат времени, так как включает в себя такие ключевые моменты, как нормирование характеристик АИИС КУЭ, методику их оценки, разработку процедуры испытаний и т. д.

По нашему мнению, эту работу целесообразно проводить в тесном взаимодействии между Изготовителем и ГЦИ СИ, что позволяет ускорить процесс разработки необходимого комплекта документов с максимальным учетом специфики конкретной системы. При выполнении данной работы у Изготовителя обычно возникает вопрос о необходимости разработки методики выполнения измерений (МВИ). На этапе проведения испытаний с целью утверждения типа такое требование не предъявляется. По-видимому, типовая МВИ должна быть включена в состав руководства по эксплуатации, а вопрос разработки МВИ для каждого образца систем бытового сектора является открытым и не является предметом рассмотрения в данном докладе.

Вывод

АИИС КУЭ бытового сектора являются средством измерений, имеющим специфические особенности, которые не отражены в действующих нормативных документах в части метрологического обеспечения.

В связи с этим считаем целесообразным, разработать отдельные документы с учетом особенностей систем бытового сектора.

Литература

1. Закон РФ “Об обеспечении единства измерений” от 27 апреля 1993 г. N 4871-1

2. ГОСТ Р 8.  ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения

3. ПР 50.2.009-94 Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений

4. МИ  ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Рекомендации по составлению описания типа

5. МИ  ГСИ. Системы автоматизированные информационно-измерительные коммерческого учета электрической энергии. Типовая методика поверки

6. Правила учета электрической энергии

7. Метрология – Измерения – Учет и оценка качества электрической энергии: Труды 1-й науч.-техн. конф.12-16 мая 2008 г / Под ред. . – СПб.:ООО “Полиграфуслуги”, 2008.

Авторы

– младший научный сотрудник ФГУП “ВНИИМ им. ”, г. Санкт-Петербург

– ведущий инженер ФГУП “ВНИИМ им. ”, г. Санкт-Петербург

Россия, Санкт-Петербург, Московский пр., д. 19

Тел. (8E-mail: *****@***ru

3. Метрологическое обслуживание
систем измерений тепловой энергии

Роль МВИ в измерениях тепловой энергии

Основной причиной существования проблем в измерениях тепловой энергии является недооценка и непонимание того, что измеряется в условиях эксплуатации, и что разрабатывают изготовители СИ, которые применяются для осуществления этих измерений.

Причиной того, что СИ, предназначенные для измерений тепловой энергии, разрабатываются, изготавливаются, применяются и эксплуатируются совершенно бессистемно, является то, что Государственный метрологический контроль и надзор РФ не может прямо участвовать в процессе регулирования и управления развитием приборостроения по направлению учета тепловой энергии и теплоносителя.

Тем не менее, рычаги эффективного управления этим рынком существуют, но почти не используются для управления развитием данного направления отрасли.

В связи с этим возникает правомерный вопрос: почему не осуществляется государственный метрологический контроль и надзор в соответствии с положениями ПР 50.2.002-94:

– за СИ, аттестованными МВИ для косвенных измерений рабочих параметров теплоносителя (в настоящее время существует только две МВИ, выполненных по ГОСТ Р 8.563-96, свидетельство № 000/862-06 для ИКТ 9961-П1 и свидетельство 208/60-07 для КМ-5);

– за наличием в МВИ процедуры контроля и оценивания погрешности результатов измерений рабочих параметров теплоносителя, которая регламентирована «Правилами учета тепловой энергии и теплоносителя» (см. п. 9.10);

– за результатами согласования рабочих проектов, допуска в эксплуатацию и контроля в процессе эксплуатации узлов учета тепловой энергии без наличия МВИ на теплосчетчики и первичные преобразователи.

С другой стороны, все теплоснабжающие предприятия обязаны учитывать требования п. 1.5 “Правил учета тепловой энергии и теплоносителя” при согласовании рабочих проектов, допуска в эксплуатацию и контроля в процессе эксплуатации узлов учета тепловой энергии, и обеспечивать возможность выполнения требований статей 5 и 9 действующего Закона “Об обеспечении единства измерений”[2] со стороны Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

Ведь если не востребовать исполнение положений, указанного выше закона РФ, то это означает, что можно обойтись и без него, и он ни кому не нужен. Но практика доказывает, что данный закон необходим, и его положения должны исполняться, причем в первую очередь это относится к Федеральному агентству по техническому регулированию и метрологии.

К примеру, что происходит с измерениями, если отсутствуют МВИ для теплосчетчика-регистратора «МАГИКА», при условии наличия всех разрешительных документов, полученных изготовителем в Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии.

В конфигурацию теплосчетчика-регистратора «МАГИКА», входит комплект термопреобразователей сопротивления платиновых для измерения разности температур типа КТСПР 001 (выпускаемый , г. Владимир), в комплект поставки которого входят защитные гильзы, предназначенные для приварки в трубопроводы.

Методически не обеспечено решение следующих вопросов:

– при каком монтаже СИ в трубопроводы (значение глубины погружения чувствительного элемента, значение размера чувствительного элемента, значение размера и поверхности охлаждения возвышающейся части отборного устройства над трубопроводом, толщина и диаметр защитной гильзы) будет обеспечиваться погрешность результатов измерений в заявленном классе допуска;

– каким образом выполнять процедуры контроля и оценивания погрешности результатов измерений температуры теплоносителя, которая регламентирована “Правилами учета тепловой энергии и теплоносителя” (см. п. 9.10);

– каким образом выполнять измерение температуры теплоносителя комплектом разностных термопреобразователей сопротивления, если тепловая энергия определяется по разности тепловых потоков, а применение СИ типа КТСПР 001 в данном случае неуместно, и как в этом случае определять пределы относительной погрешности и относительную погрешность результатов измерений тепловой энергии, если теплосчетчик сертифицирован по классу «С»;

– какой методикой пользоваться для контроля и оценки значения недоизмеренной, но использованной тепловой энергии в результате неправильно установленного комплекта термопреобразователей сопротивления, как результат отсутствия МВИ.

Перечисление подобных вопросов можно продолжить и далее, но из приведенных вопросов уже следует вывод, что отсутствие МВИ для измерений тепловой энергии полным теплосчетчиком-регистратором «МАГИКА» в открытых системах по разности тепловых потоков делает невозможным ее применение на практике, причем на законных основаниях.

Подобная ситуация сложилась и у других теплосчетчиков с некоторой вариацией как результат отсутствия надлежащего государственного метрологического контроля и надзора в соответствии с требованием п.8.4 ГОСТ Р 8.563-96 за выполнением требований п. 6.1 ГОСТ Р 8.563-96 со стороны Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

Информация, где и как излагать содержание аттестованной МВИ для средств измерений, приводится в п.4.2 ГОСТ Р 8.563-96, а требование обязательной аттестации МВИ, которые используются в сфере распространения государственного метрологического контроля и надзора изложено в п.6.1., и аттестованная МВИ сопровождается Свидетельством об аттестации МВИ (приложение Г).

Первый опыт создания МВИ для теплосчетчика ИКТ 9961-П1 показал необходимость более углубленного и взвешенного подхода к разрабатываемым методикам со стороны разработчиков, т. е. институтов метрологии. Так, в результате проведенного анализа с позиции пользователя МВИ для теплосчетчика ИКТ 9961-П1 получилась следующая картина (содержание разделов не приводится, см. первоисточник):

Раздел 4. Измеряемые величины и пределы погрешностей их измерений

Пункт 4.2.1. Пределы относительной погрешности измерений тепловой энергии, %, при разности температур воды (Δt) в подающем и обратном трубопроводах: ±4 °C (при Δt > 20°C) и ±5 °C (при 10°C≤∆t≤ 20°C)