Метрологическое обеспечение измерительных систем (стр. 7 )

Вопрос 1 – Указанные пределы относительной погрешности измерений тепловой энергии даны для измерений тепловой энергии по одному измерительному каналу тепловой энергии или для тепловой энергии, определенной как разница полученных результатов тепловой энергии, т. е. по двум измерительным каналам тепловой энергии?

Вопрос 2 – Для каких тепловых систем – открытых или закрытых, указаны пределы относительной погрешности измерений тепловой энергии, если при этом учесть, что теплосчетчик сертифицирован в классе «С» по ГОСТ Р 51649, т. е. при измерении тепловой энергии в закрытых и независимых системах с одним преобразователем расхода и комплектом разностных термопреобразователей сопротивления?

Вопрос 3 – Каким образом указанные пределы относительной погрешности измерений тепловой энергии учитывают систематические погрешности и погрешности каналов измерений расхода и температуры при осуществлении измерений рабочих параметров теплоносителя на нижнем пределе СИ объемного расхода и одновременно на верхнем пределе СИ температуры?

Пункт 4.2.2. Пределы относительной погрешности измерений массы воды, ±2 % (при расходах от 4 до 100%)

Вопрос 1 – Если пределы относительной погрешности измерений расхода массы воды не должны превышать ±2%, то это означает, что инструментальная погрешность измерений объемного расхода и сумма систематических погрешностей при осуществлении измерений в условиях эксплуатации, совместно с погрешностью вычислений при переводе измеренного объемного расхода в массовый и погрешностью канала измерений объемного расхода тепловычислителя (далее дополнительная погрешность) должны укладываться в это значение. Для выполнения этого условия необходимо нормировать пределы допускаемой дополнительной относительной погрешности и знать значение и знак инструментальной погрешности СИ, которую следует указывать при заказе. Кто и в каком документе будет нормировать величину дополнительной погрешности? На основании какого нормативного документа метрологические службы, осуществляющие первичную и периодические поверки СИ, будут указывать в паспорте значение и знак инструментальной погрешности СИ?

Вопрос 2 – почему в МВИ отсутствуют комментарии по предыдущему вопросу.

Пункт 4.2.3. Пределы абсолютной погрешности измерений температуры, ±(0,6+0,004×t) °C

Вопрос 1 – Если признать, что с нормированием систематических погрешностей ситуация при измерении температур аналогична предыдущей, то важно знать, укладывается или нет в допуск ±(0,15+0,004×t) существующая сумма систематических погрешностей при осуществлении измерений температуры в условиях эксплуатации вместе с погрешностью канала измерений температуры тепловычислителя. При этом следует принять условие, что абсолютная погрешность измерений СИ для класса допуска А не будет превышать ±(0,15+0,002×t), и все значения будут одинакового знака.

Раздел 5. Методы измерений тепловой энергии и массы теплоносителя

В разделе отсутствуют и не учтены критерии синхронизации измерений объемного расхода и температуры в каждом измерительном канале тепловой энергии, каналов тепловой энергии и теплосчетчиков в пределах каждого источника тепловой энергии. До сих пор периодичность и длительность измерений значений температуры теплоносителя, не определена нормативно.

Отсутствуют требования к возможности осуществления внешней синхронизации теплосчетчиков различных типов и моделей в режиме диспетчеризации.

Отсутствуют критерии к выбору источника сигнала и фронта сигнала синхронизации, привязки начала измерений к реальному времени и отчетному часу за отчетный период (календарный месяц или 15 календарных суток).

Методы измерений тепловой энергии в разделе не привязаны ни к времени, ни к пространству (поясное время).

Если в качестве примера для оценки реальной ситуации взять электромагнитный преобразователь расхода (далее СИ) типа ВЗЛЕТ-ЭР или ПРЭМ, то ситуация будет выглядеть примерно так.

Результаты измерений объемного расхода могут отличаться от истинного значения на пределы допускаемой относительной погрешности ±2% для каждого СИ, сертифицированного с относительной погрешностью не более ±2%.

Отсюда следует вывод, что значение суммы всех систематических погрешностей измерений объемного расхода будет расположено в области, превышающей пределы допускаемой относительной погрешности ±2% для каждого конкретного СИ, если значение истинных результатов измерений будет расположено на границе допускаемой относительной погрешности. Возможен случай одновременного расположения неопределенной суммы систематических погрешностей измерений объемного расхода, в области относительных погрешностей менее и более ±2%.

В условиях эксплуатации определить суммарную величину всех систематических погрешностей измерений не представляется возможным без применения дополнительного эталонного измерительного оборудования и при отсутствии информации о значении и знаке относительной погрешности, определенной при поверке СИ.

Если изначально в НТД не определены допустимые значения всех систематических и инструментальных погрешностей измерений, то возникает несколько правовых вопросов, связанных с оценкой полученных результатов измерений расхода:

– Можно ли в этом случае считать полученные результаты измерений расхода достоверными?

– Можно ли признать результаты вычислений тепловой энергии законными, если были использованы недостоверные результаты измерений расхода?

– Можно ли признать результаты вычислений тепловой энергии законными, если в вычислениях участвовала сверхнормативная относительная погрешность канала измерений вычислителя (как правило, значение этой относительной погрешности канала измерений расхода не превышает 0,1%)?

– Если признать, что значение относительной погрешности канала измерений объемного расхода в тепловычислителе в сумме систематической погрешности измерений и инструментальной погрешности СИ не должно превышать ±2% нормированной инструментальной погрешности для результатов измерений объемного расхода, то какой же должна быть истинная инструментальная погрешность СИ?

По аналогии можно рассмотреть и комплекты термопреобразователей сопротивления. Результат будет аналогичным.

1. Все образцы электромагнитных преобразователей расхода (далее СИ) типа ВЗЛЕТ-ЭР или ПРЭМ, представляемые на испытания с целью утверждения типа средств измерений от изготовителя имеют конкретную марку фторопласта, которая имеет конкретное значение адгезии, оказывающей влияние на скорость зарастания магнитным и немагнитным шламом проточной части и электродов расходомеров, что, в свою очередь, вызывает изменение систематической относительной погрешности результатов измерений.

В процессе эксплуатации в течение каждого отопительного сезона преобразователи расхода неоднократно снимаются с трубопроводов и подвергаются механической очистке от шлама, что приводит к механическому повреждению поверхности футерованной проточной части и что является основанием для вывода приборов из эксплуатации до окончания межповерочного интервала, установленного Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии.

Из этого следуют выводы, что:

– при определении МПИ следует учитывать эксплуатационные факторы – такие как необходимость протирки проточной части расходомера от шлама, которые оказывают существенное слияние на продолжительность работоспособности СИ и на точность измерений;

– в описании типа СИ – электромагнитных преобразователей расхода, обязательно следует указывать марку фторопласта, от которой непосредственно зависит продолжительность работоспособности СИ, МПИ, пределы измерений объемного расхода и относительная погрешность измерений.

Если в процессе выпуска СИ происходит замена марки фторопласта на другую, которая обладает худшей адгезией, то кроме увеличения скорости зарастания шламом проточной части изменяются и коэффициенты объемно-линейного расширения, которые следует учитывать при запрессовке электродов в проточную часть электромагнитных преобразователей расхода. Если разница в значениях коэффициентов линейного расширения не учитывается, то происходит заполнение электронного блока сетевой водой, что является причиной выхода СИ из строя. Выявить брак изготовителя, связанный с изменением применяемой марки фторопласта, отличной от той, которая участвовала в испытаниях при поверке и сдаче в эксплуатацию, невозможно без проведения лабораторных испытаний.

Из этого следуют выводы:

– если в результате замены марки фторопласта изменяется тип СИ, у которого МПИ, относительная погрешность измерений, пределы измерений объемных расходов и эксплуатационные характеристики совершенно другие, и в этом случае требуется проведение испытаний с целью утверждения нового типа СИ;

– если изготовитель настаивает на расширении ассортимента допустимых марок фторопласта для изготовления футерованной проточной части электромагнитного преобразователя объемного расхода, то в этом случае следует провести испытания с целью утверждения типа СИ для всех предлагаемых изготовителем к применению марок фторопласта в необходимом количестве экземпляров испытуемых образцов.

2. Требования к значению крутящего момента при затяжке гаек на шпильках для установки преобразователей в безфланцевом исполнении, следует определять при испытаниях типа СИ для каждого типоразмера, так как информация по затяжке гаек, которая содержится в инструкциях по монтажу и эксплуатации от изготовителя совершенно не соответствует получаемым результатам при производстве монтажа приборов в трубопроводы.

Так, при попытках выполнить требования инструкции происходит деформация корпуса в безфланцевом исполнении и проточной части электромагнитного преобразователя объемного расхода, происходит механическое повреждение СИ еще до начала его эксплуатации по требованию изготовителя. Кроме повреждения фторопластовой футеровки проточного участка происходит продольное сжатие индукционных обмоток, что приводит к изменению значения реактивного сопротивления обмоток.

Из этого следует предположение, что изготовителю выгодно рекомендовать покупателю электромагнитного преобразователя объемного расхода в безфланцевом исполнении осуществить монтаж в соответствии с требованием инструкции по монтажу и эксплуатации и тем самым вывести его из работоспособного состояния, сместить и изменить значение его инструментальной погрешности.

Следует добавить, при использовании преобразователей во фланцевом исполнении проблемы остаются те же, только проявляют себя иначе, но с тем же результатом.

Таким образом, при выявлении метрологического отказа на стадии приемки и допуска в эксплуатацию неисправный прибор будет отправлен покупателем к изготовителю для ремонта и поверки или замены на новый с почти 100% оплатой. Далее все повторится сначала и так до бесконечности. Когда один преобразователь расхода можно продавать многократно – это уже по-взрослому.

Вывод – при испытаниях с целью утверждения типа СИ, необходимо требовать со стороны Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии производить испытания на механическую прочность корпуса нагретого до 150ºС при условии сохранения инструментальной погрешности, установленной при поверке. Если начинается изменение или смещение величины инструментальной погрешности, испытания прекращаются, и устанавливается предельно допустимое значение продольного сжатия. После этого определяется предельное значение крутящего момента для конкретного типоразмера испытуемого образца. Для каждого типоразмера СИ необходимо указывать величину предельно-допустимого значения линейного расширения горячих трубопроводов. Инструкция по монтажу должна содержать подробный алгоритм монтажа преобразователя расхода в холодные трубопроводы и демонтажа из горячих трубопроводов, при условии сохранения без изменения технических и метрологических характеристик.

Раздел 6. Средства измерений и требования к монтажу

Недостатки содержания по разделу:

Все перечисленные в разделе МВИ типы СИ не имеют собственных аттестованных МВИ.

Требования к монтажу СИ, связанные с нормированием относительной и абсолютной погрешностей, необходимо подробно описать и перечислить без ссылок на инструкции по монтажу и эксплуатации СИ, так как изготовители должны нести ответственность за брак, вызванный использованием некачественного исходного сырья, микропроцессорной и микроэлектронной элементной базы, за неправильную информацию в инструкциях по монтажу СИ, реализация которой ведет к увеличению инструментальной погрешности, является причиной появления систематической погрешности или ведет к механическим повреждениям СИ, и не отвечают за причины возникновения систематических погрешностей в режиме эксплуатации, вызванных проведением монтажных работ с нарушением нормативных требований при установке СИ в трубопроводы и установке термопреобразователей сопротивления в защитные гильзы, не прописанные в МВИ. Вопросы нормирования любых погрешностей (инструментальных и всех систематических), связанные с измерениями, находятся в компетенции теоретической и законодательной метрологии. Поэтому при написании МПИ для конкретного СИ, необходимо уделять этим вопросам правовое и законодательное внимание.

Раздел 7. Условия проведения измерений

1. Условия проведения измерений средствами измерений в узлах учета должны соответствовать условиям проведения испытаний при утверждении типа. С этого утверждения и следует начинать данный раздел, потому что:

– Испытания термопреобразователей сопротивления проходят без учета влияния на класс допуска закладных конструкций. Сведения об аттестованной методике испытаний и аттестованном испытательном стенде отсутствуют;

– Испытания преобразователей расхода проходят без учета влияния эксплуатационных факторов (синусоидальная вибрация, профиль потока, смещенный и скошенный поток, продольное сжатие горячими трубопроводами и крепежом, марка материала футуровки проточной части);

– Испытания преобразователей давления проходят без учета влияния способа отбора давления (сбоку или сверху от осевой линии трубопровода).

2. Для того чтобы обеспечить возможность соблюдения требований правил техники безопасности в целом при эксплуатации СИ на опасных производствах (трубопроводах с температурой теплоносителя свыше 115°С и давлением свыше 0,07 МПа) следует указать, что они должны иметь сертификаты промышленной безопасности и разрешение на применение на опасных производствах.

Из этого следует, что указанные в МВИ требования к условиям проведения измерений к условиям проведения измерений в реальных условиях эксплуатации являются недостаточно полными с позиции метрологического обеспечения измерительной системы – теплосчетчика, и не обеспечена законность в части соблюдения промышленной безопасности в результате применения перечисленных в МВИ СИ.

Раздел 8. Подготовка к измерениям

Выводы:

1. Так как не обеспечено выполнение разделов 4-7, то выполнить требуемую подготовку к измерениям нет возможности.

2. Нет описания проверки наличия всех необходимых пломб поверителя и способов пломбирования для поверителя и теплоснабжающего предприятия, так как количество, места и способы пломбирования не описаны изготовителем в каком-либо документе и не утверждены при испытаниях для утверждения типа ни для одного СИ.

3. Отсутствуют требования к пломбировке соединительных коробок и соединителей «Кабель-кабель» и допустимому значению переходного сопротивления соединений и способам его сохранения при измерениях, а так же к степени защиты от воды и пыли.

4. Отсутствуют требования к проверке и контролю обеспечения защиты теплосчетчика от несанкционированного доступа (номера версии ПО и контрольная сумма для первичных СИ с ПО и тепловычислителя) и вмешательства (контроль вычислителем доступа к ПО в части метрологического обеспечения первичных СИ, отключения питания или измерительный цепей первичных СИ от вычислителя или отдельных источников питания).

Раздел 9. Оценивание погрешности измерений

1. Метод оценивания погрешности измерений, приведенный в разделе, носит чисто теоретический характер и может быть применен для расчета ожидаемой погрешности измерений при исключении дрейфа погрешности измерений, как систематических так и инструментальных. Такой вывод следует из того, что предлагаемая оценка погрешности измерений выполнена без учета нормирования систематических погрешностей по каждому измерительному каналу в режиме эксплуатации. При серьезном подходе автора МВИ к оценке случайной погрешности в измерениях не учтено влияние систематических погрешностей на результаты измерений.

2. В МВИ отсутствуют ссылки на аттестованные методики оценивания погрешности результатов измерений отдельно взятых СИ. Поэтому, если неизвестно при каких условиях и требованиях к установке закладных конструкций результаты измерений останутся достоверными, то нет оснований для утверждения, что полученные результаты измерений будут достоверными.

Из рассмотренного примера следует, что необходимо пересмотреть подход к реализации требований Закона об обеспечении единства измерений, а для этого нужно чтобы:

– Содержание любого МВИ было направлено на практическую реализацию всех вопросов, связанных с сохранением метрологического обеспечения СИ в течение всего жизненного цикла;

– Повысилась эффективность требований к программам испытаний с целью утверждения типа СИ с целью обеспечения выполнения заявленного срока МПИ;

– Были созданы аттестованные методики оценки погрешности результатов измерений, в реальных условиях эксплуатации для СИ, которые применяются на практике;

– Были выявлены все причины, связанные с монтажом и эксплуатацией, которые оказывают свое влияние на ухудшение метрологических характеристик и результатов измерений СИ, причем частично их можно решить на стадиях утверждения программы испытаний, а также разработки и написания МВИ для конкретного типа СИ;

– Расчетная проектная оценка погрешности измерений для правильного выбора СИ, осуществлялась еще на стадии проектирования узла учета, для осуществления правильного заказа СИ у изготовителя и эксплуатационную оценку погрешности измерений и аттестованную методику ее оценки;

– При выборе СИ для конкретных узлов учета тепловой энергии применялся метрологический нормированный запас погрешности измерений, так как на практике точность измерений довольно быстро смещается за нормированные пределы измерений, при этом утвержденные сроки МПИ в 4 года никогда не бывают реализованы на практике, а если такой факт зарегистрирован, то это говорит о том, что метрологический контроль и надзор в этот период, отсутствовал на всех этапах эксплуатации СИ.

Сложилась парадоксальная ситуация – территориальные управления государственного метрологического надзора в составе Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии есть, а результаты от их деятельности в практической метрологии отсутствуют.

Если признать, что измерения тепловой энергии входят в сферу влияния государственного надзора, то МВИ на теплосчетчики и их составные компоненты должны быть созданы в кратчайшие сроки, а номера свидетельств об их метрологической аттестации внесены в государственный реестр.

Закон РФ “Об обеспечении единства измерений” введен в действие для того, чтобы он исполнялся без обсуждения “нужно или не нужно его исполнять” и, в первую очередь, представителями законодательной и теоретической метрологии и, во вторую, представителями практической метрологии, которая официально является заложницей первых двух. Если теоретическая метрология не в состоянии исполнять Закон, то следует это признать и принять срочные меры для изменения ситуации, о чем и известить все заинтересованные стороны в открытой печати.

Автор

– аудитор по метрологическому обеспечению и техническому регулированию Дирекции “Энергосбыт” ГУП “ТЭК СПб”.

Россия, Санкт-Петербург, ул. Савушкина, 14 “б”

Тел. (8, (8, E-mail: *****@

О диагностических функциях теплосчетчиков

Немного истории. В 2000 году Главгосэнергонадзор своим письмом № 32-01/29 от 01.01.2001 запретил принимать в эксплуатацию теплосчетчики с вычислителем ВКТ-2М производства НПФ «Теплоком». Одна из причин – “диагностические” функции ВКТ-2М. Прибор фиксировал в своих архивах наступление так называемых “нештатных ситуаций”, а по мнению инициаторов запрета “нештатная ситуация” означала “недостоверный учет”. Однако разработчики ВКТ под “нештатными ситуациями” подразумевали всего лишь выход контролируемых параметров теплоносителя за некие заданные пользователем границы [1]. Впоследствии в документации на ВКТ-2М термин “нештатная” был заменен на более точный – “диагностируемая ситуация”. Но в руководствах по эксплуатации многих других теплосчетчиков упоминаются и “нештатные”, и “внештатные”, и “нережимные” и прочие “не-“ ситуации, а также говорится о реализуемых теплосчетчиками функциях “диагностики” или “самодиагностики”. Так что именно теплосчетчик диагностирует, зачем он это делает и нужно ли, чтобы он это делал?

Начнем с того, что в “Правилах учета тепловой энергии и теплоносителя” [2] каких-либо прямых упоминаний о “нештатных ситуациях” нет. Однако в п.9.10 перечислены случаи, в которых узел учета считается вышедшим из строя, а учет, соответственно – недостоверным. Среди этих случаев есть те, которые, в принципе, могут распознаваться и фиксироваться теплосчетчиком. Это:

– несанкционированное вмешательство в работу приборов;

– нарушение линий электрических связей;

– работа приборов за пределами установленных норм точности.

Разумеется, здесь есть свои ограничения и условности. Так, например, “несанкционированное вмешательство” может быть совершено и “в обход” системы самодиагностики [3], а оценить “точность” средств измерений непосредственно в узле учета просто невозможно. В то же время достаточно просто зафиксировать выход того или иного параметра (расход, температура, давление теплоносителя) за пределы диапазона, в котором погрешность соответствующего измерительного преобразователя нормирована, предположить, что в таком случае “нормы точности” явно не соблюдаются, и сделать “отметку” об этом в архивах. Также вполне возможно, сравнивая текущие значения контролируемых параметров со значениями предыдущими, диагностировать и такие ситуации, указанные в п.9.10 Правил [2], как:

– механические повреждения приборов;

– не предусмотренные проектом узла учета врезки в трубопроводы.

“Нештатные ситуации” могут быть описаны также в договоре между поставщиком и потребителем тепловой энергии. Там же может быть определен и порядок учета при возникновении таких ситуаций. Например, при выходе из строя измерительных преобразователей использовать для расчетов некие договорные значения параметров. Или в закрытой системе теплоснабжения при расхождении показаний расходомеров в подающем и обратном трубопроводах на величину, “объяснимую” погрешностями расходомеров, не фиксировать утечку, считая, что фактически ее нет. И поскольку такие “договорные” ситуации известны и стандартны, то их можно диагностировать и соответствующим образом обрабатывать. Например, подставлять заранее заданные константы, обнулять значения параметров – и т. п.

Таким образом, приборы учета могут не только учитывать, но и “решать”, что, когда и как учитывать. С одной стороны, это удобно – “распечатку” показаний теплосчетчика уже не нужно дополнительно анализировать, ее сразу можно “сдавать в бухгалтерию”. С другой стороны... должны ли весы сами определять, какого качества продукт на них положили, и сколько за него следует платить?

Известно, что во многих теплосчетчиках с функциями диагностики функции эти могут быть частично или полностью отключены пользователем. Казалось бы, это снимает все вопросы: если диагностические возможности не нужны, мы их просто не используем. Тем не менее, проблемы остаются.

Во-первых, поскольку нештатные ситуации в нормативных документах не описаны, а “реакции” теплосчетчика на их возникновение не определены, то каждый производитель приборов учета сам решает, как и какие ситуации его прибор диагностирует и как на них реагирует. В результате одна и та же ситуация разными приборами может распознаваться и “обрабатываться” по-разному. И это отнюдь не способствует “единству учета” [4].

Во-вторых, довольно часто из-за низкой квалификации персонала проектных и пуско-наладочных организаций при разработке проектов и программировании (настройке) тепловычислителей “диагностические особенности” приборов во внимание не принимаются, а корректность “включения” тех или иных диагностических функций не анализируется.

Наконец, в-третьих, потребитель при выборе прибора может не догадываться о том, какие диагностические функции в него заложены, а значит – каким образом прибор ведет учет. Под “потребителем” здесь имеется в виду потребитель прибора, т. е. его покупатель –
а в этой роли может выступать как потребитель тепловой энергии, так и поставщик тепла, и монтажная организация.

Результат плачевен: потребитель не знал, проектировщик не придал значения, наладчик не так запрограммировал, а теплосчетчик при таком программировании “повел себя” не так, как от него ожидали. В результате два прибора одной марки на разных объектах ведут учет по-разному; два прибора разных марок – “еще более по-разному”. И об этом никто может и не догадываться, т. к. (см. выше) не знали, не придали значения, ошиблись.

Все вышесказанное наводит на мысль о том, что функции “диагностирования нештатных ситуаций” для теплосчетчика скорее вредны, нежели полезны. Согласно тем же Правилам [2] приборы учета должны выполнять [только] следующие функции: измерение, накопление, хранение, отображение информации о количестве тепловой энергии, параметрах теплоносителя и времени работы приборов. Анализировать эту информацию можно уже на более высоком уровне при помощи программ с известными алгоритмами обработки данных. Логика здесь проста. Теплосчетчик – максимально простой прибор или комплект приборов, при его монтаже и настройке не требуются высококвалифицированные специалисты, а человеческий фактор (неправильно поняли, неправильно запрограммировали) сведен к минимуму. Теплосчетчик любой марки и модели в результате своей работы формирует и хранит “простой” архив известной и стандартной структуры. Содержимое архива периодически передается на устройство более высокого уровня – в этой роли, скорее всего, будет выступать диспетчерский компьютер. Этот компьютер при помощи сертифицированного программного обеспечения анализирует полученные данные и “сообщает” оператору об обнаруженных “нештатных ситуациях”. А для расчетов между поставщиком и потребителем тепла используются те же “простые” архивы теплосчетчика, содержимое которых обработано программным обеспечением соответствующих служб поставщика (энергосбыта). При таком подходе, как мы уже писали выше, человеческий фактор сводится к минимуму, а также исключается дублирование и искажение информации, а теплосчетчик становится простым и потому более надежным и вызывающим меньше вопросов устройством.

А диагностические функции “внутри” теплосчетчика – это, вероятно, наследие того времени, когда вывод данных на компьютер был в диковинку, и потому все, что связано и с учетом, и с анализом режимов работы систем теплоснабжения, и с финансовыми расчетами стремились реализовать в одном приборе.

Литература

1. Лачков В. И., Лупей А. Г. О снятии запрета на эксплуатацию тепловычислителя ВКТ-2М и термине «Нештатная ситуация» // В сб. трудов XIII международной научно-технической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», СПб, 2000.

2. Правила учета тепловой энергии и теплоносителя / П-683 Главгосэнергонадзор – М.: Изд-во МЭИ, 1995

3.  О фальсификациях при приборном учете тепла и воды. Сайт «Теплопункт», http://www. *****/articles/0075_kvp_fls. html

4. Анисимов Д. Л. «Скрытые» ошибки учета тепла. Сборник трудов XXVI международной научно-технической конференции «Коммерческий учет энергоносителей», СПб, 2007.

Автор

,

главный специалист , г. Екатеринбург,

автор сайта «Теплопункт»

www. *****,

www. *****

4. Новые разработки измерительных систем
и их компонентов

,

Сертифицированная система
непрерывного контроля качества электроэнергии

Доклад посвящен автоматизированной информационно-измерительной системе контроля качества электрической энергии (АИИС КЭ), созданной НПП “Энерготехника” на одном из промышленных комбинатов.

Перед тем, как перейти к описанию конкретных технических решений, рассмотрим некоторые общие вопросы контроля качества электрической энергии и несомненные преимущества наиболее эффективных технических средств контроля качества электрической энергии, которыми являются АИИС КЭ.

Использование систем непрерывного мониторинга качества электрической энергии связано с вопросом определения необходимой продолжительности и периодичности проведения испытаний.

Одним из условий, определяющих продолжительность периодических и сертификационных испытаний электрической энергии (ЭЭ), является проведение испытаний ЭЭ в характерные для энергоснабжающей организации и потребителя сутки или недельные циклы.

При определении характерных временных интервалов для работы отдельно взятого предприятия, необходимо учитывать как режимы работы смежных субъектов рынка электроэнергии, так и изменение климатических условий конкретного региона.

Определение периодичности и продолжительности изменений параметров энергоснабжения, требует проведения исследований за длительный период времени, чтобы на основании полученных данных выделить характерные интервалы времени.

При этом получение достоверной статистической информации может быть обеспечено при продолжительности указанных измерений от нескольких недель до нескольких месяцев. Оценка КЭ по некоторым показателям требует проведения длительных измерений.

Необходимо также учитывать, что о времени проведения сертификационных или претензионных испытаний известно как энергоснабжающей организации, так и потребителям ЭЭ. Поэтому, мероприятия, проводимые заинтересованной стороной и направленные на улучшения КЭ, могут носить временный организационно-технический характер.

Отсутствует объективная информация о КЭ между периодическими испытаниями.

Более частое проведение испытаний ЭЭ, без предварительного уведомления заинтересованных сторон, может способствовать обеспечению постоянного выполнения требований к качеству электрической энергии субъектами рынка.

Получить достоверную информацию о качестве электроэнергии можно только в результате длительных непрерывных измерений.

Мониторинг (непрерывный контроль) качества ЭЭ, проводимый как продолжительные непрерывные измерения ПКЭ и постоянное сравнение результатов измерений с допускаемыми значениями, позволяет получить достоверную информацию о качестве ЭЭ.

Мониторинг качества ЭЭ может быть организован как с помощью автономных приборов, так и с помощью измерительных систем.

Для обеспечения единства измерений главными требованиями для любого варианта мониторинга являются:

– соответствие алгоритмов измерений и метрологических характеристик требованиям ГОСТ ;

– непрерывность измерений;

– проведение измерений в течение продолжительного времени.

Система мониторинга качества электроэнергии в общем виде представлена на рисунке 1.

Рисунок 1

1 ‑ нормирующий преобразователь напряжения, измерительный трансформатор напряжения (ТН);

2 – вторичные цепи ТН;

3 ‑ нормирующий преобразователь тока, измерительный трансформатор тока (ТТ);

4 – вторичные цепи ТТ.

5 – средство измерений (СИ) показателей качества электроэнергии (ПКЭ);

6 – информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

Указанные ранее требования к мониторингу КЭ отражаются на требованиях к СИ и оборудованию, входящему в состав системы. Возможно несколько вариантов распределения функций между элементами системы. Основные варианты приведены в таблице 1.

Таблица 1

Вариант постро-ения	ТН и СИ ПКЭ	Алгоритмы измерений СИ ПКЭ	ИВК, выполняемые функции	Соответствие системы требованиям ГОСТ 13109
1	Компоненты поверены и метрологические характеристики СИ ПКЭ соответствуют требованиям ГОСТ 13109	Соответствуют ГОСТ 13109	Получает результаты измерений, не требующие дополнительной обработки	Соответствует. Минимальные затраты на сертификацию системы
2	Не соответствуют ГОСТ 13109	Программно реализует алгоритмы обработки по ГОСТ 13109	Необходимость аттестации ПО и системы на соответствие ГОСТ 13109. Увеличение затрат на внедрение системы
3	Компоненты не поверены или метрологические характеристики СИ ПКЭ не соответствуют требованиям ГОСТ 13109	Не имеет значения	Не имеет значения	Не соответствует

Система мониторинга может быть построена с использованием внесенных в Государственный реестр СИ и поверенных ТН, ТТ и СИ ПКЭ. Как видно из таблицы 1, минимальные затраты обеспечиваются при соответствии СИ ПКЭ требованиям ГОСТ 13109. Все алгоритмы измерений подтверждены при сертификации СИ ПКЭ. Применяемые в этом случае приборы предоставляют информацию в виде, не требующем дополнительной обработки.