Метрологическое обеспечение измерительных систем (стр. 8 )

Организация мониторинга по второму варианту требует больших затрат, что обусловлено необходимостью выполнения следующих работ:

– разработка и аттестация программного обеспечения, выполняющего обработку результатов измерений в соответствии с ГОСТ 13109;

– обеспечения повышенной пропускной способности и помехоустойчивости каналов связи от СИ ПКЭ до ИВК.

СИ ПКЭ, используемые при рассматриваемом варианте организации системы, должны обеспечивать накопление данных для передачи в ИВК на время неисправности канала связи и последующую передачу при его восстановлении.

На практике реализация данного варианта мониторинга является сложно выполнимой задачей.

НПП “Энерготехника” предлагает организовывать мониторинг качества электрической энергии с использованием СИ ПКЭ, выполняющих все необходимые измерения и вычисления. Данный подход позволяет отказаться в некоторых случаях от ИВК, упростив, таким образом, систему и уменьшив ее стоимость.

Использование таких СИ ПКЭ позволяет уменьшить требования к пропускной способности каналов связи за счет получения с приборов результатов измерений, статистически обработанных за сутки.

Предприятие производит несколько типов СИ, которые предназначены для непрерывного контроля и анализа КЭ. К таким приборам относятся (рис. 2):

– измеритель показателей качества электроэнергии «Ресурс-UF»;

– измеритель показателей качества электроэнергии «Ресурс-UF2»;

– прибор для измерений показателей качества электрической энергии «Ресурс-ПКЭ».

Ресурс-UF	Ресурс-UF2	Ресурс-ПКЭ

Рисунок 1

Приборы «Ресурс-UF» и «Ресурс-ПКЭ» предназначен для контроля качества электроэнергии, в то время как «Ресурс-UF2», измеряющий кроме параметров напряжения характеристики тока и мощности, используется для контроля и анализа КЭ. Приборы зарегистрированы в государственном реестре СИ. Вся информация о выпускаемой продукции доступна на сайте предприятия www. ***** .

Рассматриваемые приборы являются основой для организации непрерывного мониторинга КЭ. Они имеют ряд особенностей, а именно:

– непрерывно измеряют ПКЭ в соответствии с ГОСТ 13109;

– выполняют необходимую статистическую обработку результатов измерений ПКЭ;

– все результаты измерений могут быть отображены на встроенном индикаторе;

– оснащены независимыми интерфейсами передачи данных
(RS-232, RS‑485);

– могут применяться автономно и в составе измерительных систем;

– обеспечивается измерение, сохранение в памяти и передача по коммуникационным интерфейсам большого количества дополнительных параметров со временем измерений от долей секунд до тридцати минут;

– включение в комплект поставки программного обеспечения для работы с оперативными и архивными данными без приостановки измерений;

– наличие аппаратных и программных продуктов для подключения приборов в измерительные системы;

– возможность использования приборов в системах управления технологическими процессами.

В различных отраслях промышленности уже эксплуатируются несколько измерительных систем, выполняющих функции контроля качества электрической энергии с использованием приборов, выпускаемых НПП “Энерготехника”. У предприятия накоплен определенный опыт по включению приборов в измерительные системы. Совместно с партнерами предприятие разработало и предлагает несколько способов построения систем:

– с использованием ОРС – сервера для включения прибора в системы сбора данных, поддерживающих ОРС технологии;

– с использованием отдельного устройства ‑ конвертора протоколов «Ресурс» ‑ МЭК

Демонстрационная версия ОРС – сервер доступна на сайте www. ***** , информация по конвертору размещена на сайте www. ***** .

Все внедряемые системы были измерительными системами технического контроля, в которых измерение ПКЭ выполнялось с целью внутреннего, для предприятия, контроля КЭ и оптимизации режимов работы оборудования.

В конце 2007 г. НПП “Энерготехника” внедрило и сертифицировало систему непрерывного мониторинга качества электроэнергии. Система построена на базе измерителей показателей качества электроэнергии “Ресурс-UF2”.

Крупный комбинат строительных материалов для урегулирования взаимоотношений с энергоснабжающим предприятием принял решение об организации системы непрерывного контроля КЭ и включения в договор энергоснабжения соответствующего раздела с конкретными требованиями к ПКЭ.

Основное электроснабжение комбината осуществляется от ПС 110/10 кВ, принадлежащей ОАО “Кубаньэнерго”, по одному фидеру, приходящему в РУ-10 кВ, расположенному на территории комбината. Протяженность кабельной линии составляет 4,8 км.

Коммерческий учет электроэнергии организован на ПС 110/10 кВ. Из-за невозможности организации канала связи от точки поставки электроэнергии, точка контроля качества электрической энергии (ТКЭ) была выбрана в РУ-10 кВ. Все входящие и отходящие фидера РУ-10 кВ оборудованы средствами учета электрической энергии: поверенными измерительными трансформаторами напряжения, тока и счетчиками электроэнергии.

Структурная схема систем непрерывного мониторинга КЭ приведена на рисунке 1 и включает:

– информационно-измерительный канал точки контроля качества электроэнергии ();

– информационно-вычислительный комплекс (ИВК).

:

– измерительных ТН;

– измерительных трансформаторов тока (ТТ);

– СИ ПКЭ;

– вторичных цепей ТН – СИ ПКЭ, ТТ – СИ ПКЭ.

В системе реализовано несколько измерительных каналов:

– канал измерения напряжения;

– канал измерения тока;

– канал измерения мощности, электрической энергии.

Результаты измерений параметров тока, мощности, фазовых характеристик могут использоваться при анализе КЭ. В связи с этим, при организации системы было принято решение обеспечить измерение максимально возможного количества параметров энергоснабжения, и сертифицировать ее только для контроля КЭ.

Номенклатура нормируемых метрологических характеристик определяется метрологическими характеристиками компонентов измерительных каналов.

Согласно требованиям отечественных стандартов для измерительных ТН нормируются погрешности напряжения и угловая погрешность, а для измерительных ТТ – токовая погрешность и угловая погрешность.

Метрологические характеристики ТН и ТТ, установленных
в РУ-10 кВ, приведены в таблицах 2 и 3.

Таблица 2 Метрологические характеристики ТН типа НАМИТ-10-2

Класс точности	Пределы допускаемой погрешности
напряжения, %	угловой
0,5	± 0,5	± 20´

Таблица 3 Метрологические характеристики ТТ типа ТЛК-10

Класс точности	Первичный ток, % от номинального значения	Пределы допускаемой погрешности
тока, %	угловой
0,2S (0,5S)	120	± 0,2 (± 0,5)	± 10´ (± 30´)
100	± 0,2 (± 0,5)	± 10´ (± 30´)
20	± 0,2 (± 0,5)	± 10´ (± 30´)
5	± 0,35 (± 0,75)	± 50´ (± 45´)
1	± 0,75 (± 1,5)	± 30´ (± 90´)

Отсутствие информации о частотных характеристиках измерительных трансформаторов требует проведения дополнительных исследований для нормирования погрешности измерений коэффициентов искажения синусоидальности и коэффициентов n-ой гармонической составляющей напряжения и тока.

В соответствии с требованиями комплекса стандартов на автоматизированные системы были разработаны следующие документы и выполнены работы:

– предпроектное обследование;

– ревизия вторичных цепей измерительных ТН и ТТ;

– разработка и согласование технического задания;

– разработка и согласование технорабочего проекта и эксплуатационной документации;

– проведение монтажных работ;

– проведение пуско-наладочных работ;

– опытная эксплуатация;

– разработка и согласование описания типа;

– разработка и согласование методики поверки;

– разработка и утверждение программы испытаний с целью утверждения типа;

– проведены испытания с целью утверждения типа, регистрация АИИС КЭ в Государственном реестре средств измерений;

– поверка АИИС КЭ;

– приемочные испытания.

При внедрении системы мониторинга особое внимание было уделено решению вопросов метрологического обеспечения:

– определена номенклатура измеряемых параметров;

– определена номенклатура нормируемых метрологических характеристик;

– определены требования к метрологическим характеристикам системы;

– определены нормально и предельно допускаемые значения измеряемых ПКЭ;

– разработан комплект документов и совместно с ГЦИ СИ «Пензенский ЦСМ» проведены испытания системы с целью утверждения типа;

– разработана методика выполнения измерений (МВИ), которая является составной частью технорабочего проекта.

Как указывалось ранее, алгоритмы необходимых вычислений реализованы в используемом в АИИС КЭ приборе «Ресурс-UF2». ИВК используется для сбора, накопления информации и предоставления ее в удобном виде. Данный подход позволил упростить решение вопросов метрологического обеспечения.

Методика выполнения измерений содержит:

– расчет погрешности измерений ПКЭ;

– расчет потерь напряжения в сетях 10 кВ от точки поставки электроэнергии до точки контроля качества ЭЭ;

– расчет нормально и предельно допускаемых значений ПКЭ.

Согласно рекомендациям МИ 2377-98 «Разработка и аттестация методик выполнения измерений» для данного построения системы не требуется разработки отдельного документа на МВИ.

Организация системы с использованием приборов, не выполняющих измерения ПКЭ в соответствии с ГОСТ 13109 и не производящих статистическую обработку измерений результатов измерений, значительно усложнило бы ее метрологическое обеспечение. Потребовалась бы аттестация программного обеспечения ИВК, аттестация МВИ и усложнилась бы сертификация АИИС КЭ.

Метрологические характеристики АИИС КЭ при измерении ПКЭ определены только для таких параметров напряжения, погрешность измерений которых может быть определена на основании метрологических характеристик используемых измерительных ТН и СИ ПКЭ.

Приписанные АИИС метрологические характеристики приведены в таблице 4 и соответствуют требованиям ГОСТ 13109.

Таблица 4

Измеряемая характеристика	Диапазон измерений	Границы абсолютной погрешности измерений при доверительной вероятности 0,95
Установившееся отклонение напряжения dUУ, %	± 20	± 0,7
Отклонения частоты Df, Гц;	± 1	± 0,03
Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2U , %	0 – 20	± 0,4
Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности K0U, %	0 ‑ 20	± 0,7
Длительность провала напряжения Dtп , с	0,01 – 60	± 0,01
Длительность временного перенапряжения Dtпер U, с	0,01 – 60	± 0,01
Глубина провала напряжения dUп, %	10 – 100	± 1
Коэффициент временного перенапряжения Kпер U	1,1 – 1,4	± 0,01
Интервал времени (ход часов)	24 ч	± 3 с

Метрологические характеристики определены для следующих условий:

– нагрузка вторичных цепей измерительных ТН должна находиться в диапазоне от 25 % до 100 % от значения его номинальной мощности;

– падение напряжения на линиях связи от измерительного ТН до СИ ПКЭ не должны превышать 0,1 %;

– электропитание СИ ПКЭ должно осуществляться от отдельного входа питания.

Несмотря на использование функций измерения тока и мощности только для технологических задач, к измерительным ТТ также было предъявлено требование к диапазону допускаемых нагрузок вторичных цепей. Нагрузка вторичных цепей измерительных ТТ должна находиться в диапазоне от 25 % до 100 % от номинального значения.

Ревизия вторичных цепей измерительных ТН и ТТ выполнялась с помощью мультиметров “Ресурс-ПЭ” (рис. 3), выпускаемых нашим предприятием. Преимущество применения данных приборов при выполнении измерений заключается в получении непосредственных отсчетов, не требующих дополнительной обработки как при определении параметров нагрузки вторичных цепей измерительных ТН и ТТ, так и при измерении падения напряжения на линии связи. Порядок операций и погрешности измерений определены в эксплуатационной документации. Таким образом, приборы “Ресурс-ПЭ” могут применяться при проведении указанных измерений без разработки дополнительной методики выполнения измерений.

В этом заключается один из главных подходов НПП «Энерготехника» к разработке и производству СИ. Все алгоритмы и методики выполнения измерений являются составной частью эксплуатационной документации СИ, апробируются и аттестуются при выполнении его испытаний для целей утверждения типа.

Включение МВИ в эксплуатационную документацию позволяет существенно уменьшить затраты на внедрение приборов, сократить сроки создания и стоимость измерительных систем.

Поверка АИИС КЭ выполняется в соответствии с методикой поверки, при этом выполняются следующие операции:

– подготовка к поверке;

– рассмотрение документации;

– внешний осмотр;

– опробование;

– проверка параметров нагрузки вторичных цепей ТН;

– проверка падения напряжения на линиях связи;

– проверка достоверности представления результатов измерений в ИВК.

На поверку должны быть представлены документы:

– свидетельства о поверке на ТН и измеритель ПКЭ;

– формуляр на АИИС КЭ;

– протоколы, измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТН, и падения напряжения на линии связи «ТН-измеритель ПКЭ».

Выполнить все необходимые измерения и оформить протоколы измерений может специалист любой организации, обладающий необходимыми техническими средствами, в том числе и поверитель непосредственно перед началом поверки.

При рассмотрении протоколов, поверитель оценивает достоверность представленной в них информации. При отсутствии каких-либо документов или признании предоставленных данных недостоверными, поверитель выполняет необходимые измерения и оформляет соответствующие протоколы измерений.

Наличие индикатора в СИ ПКЭ позволяет упростить проверку достоверности представления результатов измерений в ИВК. Данная операция производится сравнением показаний, считанных с индикатора прибора, и отображаемых на экране ИВК.

Таким образом, поверка АИИС КЭ при наличии всех необходимых документов требует небольших затрат времени.

В конце 2007 г. проведены испытания с целью утверждения типа СИ. «Система автоматизированная информационно-измерительная непрерывного мониторинга качества электрической энергии «РЕСУРС‑ПСЕБАЙ» зарегистрирована в Государственном реестре СИ под № . Сертификат об утверждении типа СИ RU. E.34.033.A № 000.

Сертифицированная система, кроме контроля качества ЭЭ, выполняет также измерения параметров тока и мощности. Однако, метрологические характеристики системы при измерении указанных параметров не сертифицированы. Техническое задание содержало требование к измерениям ПКЭ и сертификацию АИИС лишь по этим параметрам, что обусловлено только экономическими причинами.

В настоящее время эксплуатация системы находится на стадии сбора статистической информации об изменении ПКЭ и ее предварительной обработки. При анализе используются также результаты измерений параметров тока и мощности.

Особенностью данной системы мониторинга является возможность получения информации с разными интервалами измерений, от оперативных трехсекундных значений, до минутных и суточных статистически обработанных данных. Это позволило снизить требования к каналу связи и минимизировать время от момента выполнения запроса до получения необходимых результатов измерений.

В первой половине 2008 г. в договор энергоснабжения предприятия планируется включение раздела с требованиями к качеству ЭЭ и контролю их выполнения с помощью сертифицированной системы мониторинга. При необходимости могут быть проведены дополнительные испытания для нормирования метрологических характеристик системы при измерении тока, мощности и других параметров.

Однако уже сейчас, после установки системы, по оценке главного энергетика предприятия, качество ЭЭ существенно улучшилось. Складывается впечатление, что установка системы подстегнула энергоснабжающую организацию к проведению мероприятий ведущих к улучшению качества поставляемой электроэнергии.

Полученный НПП “Энерготехника” опыт в организации системы непрерывного мониторинга КЭ позволил выработать технические решения по их построению и решению вопросов метрологического обеспечения, включая проведение испытаний с целью утверждения типа.

Предлагаемые системы непрерывного мониторинга:

– позволяют получать полную информацию о параметрах энергоснабжения;

– используют СИ ПКЭ, соответствующие ГОСТ 13109, что является одним из обязательных условий обеспечения единства измерений;

– позволяют использовать их как подсистемы АИИС коммерческого учета ЭЭ или технологических систем;

– обладают структурой, позволяющей уменьшить затраты на метрологическое обеспечение и сертификацию.

Авторы

– гл. инженер НПП “Энерготехника”

– вед. инженер НПП “Энерготехника”

Россия, http://www. *****

Тел./,

E-mail: *****@***ru

,

Системно-иерархический подход к классификации
резектометрических волоконно-оптических
датчиков давления

Введение. Резектометрические волоконно-оптические датчики давления (ВОДД) являются одной из трёх наиболее изученных групп датчиков с амплитудной модуляцией оптического сигнала (две другие группы это – рефлексометрические датчики и датчики на базе микроизогнутых волоконных световодов). Они упоминаются во многих обзорно-аналитических работах, посвящённых вопросам волоконно-оптического приборостроения [1–4].

Однако существующие обзоры не дают целостного представления о группе резектометрических ВОДД, поскольку в них практически не уделяется внимание изучению отличительных особенностей датчиков и не проводится сравнительный анализ их конструкций. Следует также отметить, что все созданные доныне классификации резектометрических ВОДД представляют собой веерную систему атрибутивных признаков, связанных с базовым понятием. При таком подходе к классификации остаются нерассмотренными случаи, когда резектометрический датчик одновременно обладает несколькими свойствами, выделенными по разным атрибутивным признакам.

Подобного недостатка лишены классификации, изложенные с позиции системно-иерархического подхода. Суть данного подхода состоит в построении такой иерархической системы атрибутивных признаков, при которой каждый из её уровней находится в тесной взаимосвязи с предшествующими и последующими уровнями. Отметим, что в работе [5] нами уже рассматривался вопрос классификации амплитудных ВОДД по основным (укрупнённым) признакам. Подытоживая результаты данной работы, можно утверждать следующее:

а) в основу принципа действия всех без исключения резектометрических датчиков положено явление прерывания потока оптического излучения;

б) все резектометрические датчики обладают двунаправленным оптическим каналом;

в) резектометрические датчики могут воспринимать и преобразовывать абсолютное, избыточное, вакуумметрическое, атмосферное и дифференциальное давление;

г) разработанные до настоящего времени резектометрические датчики воспринимают давление только в одной заданной точке пространства;

д) резектометрические датчики могут выдавать выходные сигналы либо несущие информацию о текущем значении давления, либо указывающие на достижение давлением порогового значения, заданного с требуемой точностью;

е) выходные сигналы резектометрических датчиков могут быть оптической или электрической природы.

Целью настоящей работы является ознакомление специалистов в области метрологии и волоконно-оптического приборостроения с углублённой классификацией резектометрических ВОДД, в которой сделан акцент на особенностях их конструктивного исполнения.

Полученные результаты и их обсуждение. Резектометрическим (от лат. resectio – отсекание) называется амплитудный ВОДД, в котором модуляция мощности потока оптического излучения происходит вследствие отсечения его части элементом (или набором элементов) из оптически непрозрачного материала, изменяющим своё пространственное положение под действием давления.

На основе данного определения была разработана система классификационных признаков, которая приведена на рис. 1. Рассмотрим последовательно каждый атрибутивный признак.

По способу конструктивного исполнения отсекающего элемента различают датчики, в которых он выполнен в виде: а) сплошного непрозрачного экрана; б) перфорированного экрана; в) набора перфорированных экранов; г) набора дифракционных решёток.

Примером ВОДД со сплошным экраном может служить датчик, описанный в работе [6] (рис. 2). Он включает в себя чувствительный элемент (мембрану), к которому прикреплён непрозрачный экран 2 прямоугольной формы. С одной стороны экрана 2 установлен торец подводящего волоконного световода (ПВС) 1, а с другой стороны – торец отводящего волоконного световода (ОВС) 3. При исходном положении экрана 2 сердцевина ОВС 3 полностью облучается потоком оптического излучения, испускаемым из торца ПВС 1 (рис. 2, а). При прогибе чувствительного элемента экран 2 перемещается и отсекает часть потока оптического излучения (рис. 2, б). Это приводит к уменьшению площади облучаемой части сердцевины ОВС 3.

Преимуществом датчиков с непрозрачным экраном является простота их конструктивного исполнения, а недостатком – значительные оптические потери. Последние обусловлены тем, что в таких ВОДД используются не более двух ОВС.

ВОДД с отсекающим элементом, выполненным в виде перфорированного экрана в зависимости от геометрической формы отверстий разделяют на датчики, экран которых имеет отверстие (или отверстия) круглой, овальной, прямоугольной, квадратной и сложной (комбинированной) формы [7, с. 117-124].

Рис. 1. Классификация резектометрических ВОДД

а)