Методы решения проблем метрологического

Федеральное Агентство по техническому регулированию и метрологии
ФГУП “ВНИИМС”
ФГУ “Пензенский ЦСМ”
МЕТРОЛОГИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
Сборник докладов международной
научно-технической конференции
3–7 октября 2005 г.
Пенза
УДК 621.317
Метрологическое обеспечение измерительных систем. / Сборник
докладов международной научно-технической конференции. //
Под ред. А.А. Данилова. – Пенза, 2005. – 269 с.
В сборник включены доклады, представленные на научнотехнической конференции “Метрологическое обеспечение измерительных систем”.
В докладах рассмотрены актуальные вопросы правовой и нормативной базы метрологического обеспечения измерительных систем (ИС), проблемы метрологического обеспечения при эксплуатации ИС, метрологической аттестации программного обеспечения ИС,
а также вопросы разработки новых ИС и их компонентов, информация
об опыте применения и метрологического обслуживания ИС.
 ФГУП “ВНИИМС”, 2005
 ФГУ “Пензенский ЦСМ”, 2005
2
СОДЕРЖАНИЕ
1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ............................. 6
Брюханов В.А. Особенности “испытаний” измерительных систем
для целей утверждения типа (на примере систем измерений
количества и показателей качества нефти) .............................................. 6
Лукашов Ю.Е. Поверка каналов измерительных систем ...................... 13
Данилов А.А. Методы решения проблем метрологического
обеспечения измерительных систем ....................................................... 21
Евдокимов А.С., Медведев В.А., Пружина В.П. О нормировании
и контроле метрологических характеристик ИС учета
энергоресурсов в ЖКХ ............................................................................. 28
Евдокимов А.С., Медведев В.А., Мурин П.Н. О некоторых
особенностях нормирования и контроля метрологических
характеристик ИС учета количества нефтепродуктов .......................... 32
Крысин Ю.М. К вопросу о характеристиках, определяющих
качество измерений .................................................................................. 37
2. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ И МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ ИС ......................................................................... 40
Котельников Е.В., Коровкин Р.В. Измерения нагрузочных
характеристик и режимов работы вторичных цепей учета
электроэнергии в условиях эксплуатации на московской
железной дороге ........................................................................................ 40
Захаров В.А. О погрешности измерений активной электрической
энергии в симметричных трёхфазных электрических сетях................. 52
Миронюк Н.Е. Метрологические задачи измерений электроэнергии
для предприятий участников оптового рынка ....................................... 58
Покатилов А.В. Применение МВИ при выполнении измерений
на ОРЭ ....................................................................................................... 63
Миронюк Н.Е. К вопросам о методике выполнения измерений
электрической энергии ............................................................................. 67
Кузнецов В.П., Тронова И.М. О некоторых особенностях методик
выполнения измерений электрической энергии
автоматизированными измерительными системами ............................. 80
Бойко С.В., Воронков О.А. Состояние АИИС КУЭ на объектах
Оренбургского ПМЭС, расположенного на территории
Оренбургской области.............................................................................. 84
3
Ильяшенко Е.В., Романов К.К. Использование
многофункциональных приборов контроля, анализа качества
и учета количества электрической энергии производства
НПП “Энерготехника” для метрологического обеспечения
измерительных систем учета электрической энергии ........................... 88
Лемаев Р.А. Цифровой киловольтметр как средство
метрологического обеспечения высоковольтных
компонентов ИС ....................................................................................... 97
Мухамедшарипов Ф.Р., Бойко С.В. Отличие понятий “измерение” и
“учёт” количества теплоты ...................................................................... 99
Мухамедшарипов Ф.Р., Бойко С.В. Анализ критериев выбора
теплосчётчика ......................................................................................... 103
Чухланцева М.М. Нормирование метрологических характеристик
автоматизированных поверочных установок средств измерений
расхода жидкости и её количества ........................................................ 108
Милейковский Ю.С. Новые подходы к решению проблем при
организации коммерческих узлов учета и регулирования тепловой
энергии ..................................................................................................... 117
Лупей А.Г. О некоторых тенденциях развития современного
теплосчётчикостроения .......................................................................... 130
Лупей А.Г. Оценка нелинейности градуировочных характеристик
расходомеров .......................................................................................... 139
Вельт И.Д. О метрологическом обеспечении расходомеров
большого диаметра ................................................................................. 147
3. НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ......... 156
Шехтман М.Б., Ладугин Д.В. Типовые решения при создании
систем управления ГРП и коммерческих узлов учёта газа
на базе программно-технического комплекса “КРУГ-2000/Г”........... 156
Ткаченко А.В. Программно-технический комплекс
”ДИСПЕТЧЕРСКИЙ ГРАФИК” ........................................................... 164
Травов В.И. Система учёта количества светлых нефтепродуктов на
АЗС “КОМАРНЕТТО”. Метрологическое обеспечение
коммерческих операций с нефтепродуктами на АЗС .......................... 170
Городецкий Э.С. Приборы и системы производства
ООО “ПТП Эра-1” для измерений количества и качества нефти
и нефтепродуктов ................................................................................... 184
4
Балашова Е.С. Информационно-измерительная система
с асинхронным сбором данных о длительных
технологических операциях................................................................... 189
4. НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ КОМПОНЕНТОВ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ ......................................................... 192
Кондратов В.Т. Теория избыточных измерений .................................. 192
Кондратов В.Т., Редько В.В. Цифровой измеритель давления с
управляемым волоконно-оптическим сенсором .................................. 214
Бадеев А.В., Мурашкина Т.И., Пивкин А.Г., Серебряков Д.И.
Способ снижения температурной погрешности
оптических датчиков .............................................................................. 232
Пивкин А.Г. Метрологический анализ дифференциальных
волоконно-оптических датчиков давления аттенюаторного типа ..... 243
Костоусов М.В. Измерительный преобразователь параметров
датчиков, применяемых в ИС ................................................................ 252
Мартяшин В.А., Окунев Е.А. Измерение спектральных
параметров экспоненциальных видеоимпульсов
с использованием ПЭВМ ....................................................................... 255
Светлов А.В., Ушенин Д.А., Ушенина И.В. Оценка погрешности
преобразования сопротивления электрических цепей
в напряжение ........................................................................................... 258
Трундов А.В. Автоматизация измерений коэффициента усиления
операционного усилителя ...................................................................... 261
Доросинский А.Ю. Проблемы метрологического обеспечения при
производстве АЦП сигналов вращающегося трансформатора .......... 264
5
1. ОБЩИЕ ВОПРОСЫ МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО
ОБЕСПЕЧЕНИЯ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
Брюханов В.А.
Особенности “испытаний” измерительных систем
для целей утверждения типа
(на примере систем измерений количества
и показателей качества нефти)
Измерительная система (ИС) представляет собой, согласно
ГОСТ Р 8.596 [1], совокупность измерительных, связующих, вычислительных компонентов, образующих измерительные каналы (ИК), и
вспомогательных устройств (компонентов ИС), функционирующих
как единое целое.
В зависимости от особенностей проектирования, комплектации и
монтажа ИС делятся на два вида: ИС-1 и ИС-2.
На ИС обоих видов в полной мере распространяются положения
правил по метрологии ПР 50.2.009 [2]. В специальном разделе стандарта [1] изложены общие требования к испытаниям, утверждению
типа и сертификации ИС.
“Бумажная”, оформительская сторона процедур испытаний ИС выглядит в целом достаточно понятно, и нет оснований на ней задерживаться.
Трудности возникают при попытках перенести на случай ИС все те
методические принципы и подходы, которые используются при проведении испытаний обычных средств измерений (измерительных преобразователей, измерительных приборов и т.д.).
Термин “испытание” обязательно предполагает (если оставаться в
“лоне” русского литературного языка) какое-либо внешнее воздействие на объект, подвергаемый испытаниям. Это хорошо видно, к
примеру, в случае климатических и прочностных испытаний, вибрационных испытаний и испытаний на радиационную устойчивость, испытаний на надежность и т.п. Обычные средства измерений при утверждении типа проходят (или, по крайней мере, должны проходить)
именно подобного рода испытания, при проведении которых должны
варьироваться все те внешние, воздействующие факторы, которые
влияют на метрологические характеристики испытываемых средств
измерений.
Прибор или измерительный преобразователь нетрудно поместить,
например, в климатическую камеру, но можно ли поместить в клима-
6
тическую камеру ИС? Этот вопрос носит, разумеется, риторический
характер.
Связка слов “испытание для целей утверждения типа” прочно вошла в метрологическую практику, в сознание метрологов и воспринимается как некая объективная данность. Непреложным представляется
тот факт, что без испытаний нельзя утвердить тип средства измерений,
в том числе и тип ИС. Это утверждение справедливо лишь применительно к обычным средствам измерений. В случае ИС реализация полноценных испытаний (в указанном выше смысле этого слова) сопряжена с огромными трудностями и во многих ситуациях просто невозможна. Тем не менее, Государственный реестр средств измерений регулярно пополняется утвержденными типами ИС. Как это происходит,
хорошо видно на примере систем измерений количества и показателей
качества нефти (СИКН), используемых в системах трубопроводного
транспорта нефти.
СИКН в полной мере соответствуют приведенному выше определению ИС. Они действительно представляют собой совокупность измерительных, связующих, вычислительных компонентов, образующих
измерительные каналы, и вспомогательных устройств (компонентов
измерительной системы). СИКН функционируют как единое целое.
Измерительные каналы СИКН оснащены “типовым” набором средств
измерений, включая:
– преобразователи расхода;
– преобразователи температуры;
– преобразователи давления;
– манометры;
– термометры.
Первичная измерительная информация поступает в вычислительный блок.
Кроме того, в состав СИКН входят трубопоршневые поверочные
установки (ТПУ), используемые для контроля метрологических характеристик измерительных каналов СИКН.
При функционировании СИКН в достаточно широких пределах варьируются значения следующих параметров, влияющих на метрологические характеристики СИКН в целом:
– расход нефти;
– давление нефти на входе в СИКН;
– давление нефти на выходе СИКН;
– вязкость нефти;
7
– плотность нефти;
– температура перекачиваемой нефти;
– содержание воды в нефти;
– содержание хлористых солей в нефти;
– содержание механических примесей в нефти.
При попытках провести настоящие («натурные») испытания СИКН
для целей утверждения типа следовало бы реализовать сложную экспериментальную процедуру с варьированием в соответствующих пределах всех перечисленных выше параметров. Практическая невозможность такой экспериментальной процедуры очевидна, и это вынуждает
как владельцев СИКН, так и представителей государственных центров
испытаний средств измерений (ГЦИ СИ) искать иные формы “испытаний” СИКН и, тем самым, формального соблюдения положений правил по метрологии [2].
Чтобы проследить особенности “испытаний” СИКН, рассмотрим
структуру и содержание типовой программы испытаний для целей
утверждения типа СИКН, в соответствии с которой разрабатываются
программы “испытаний” для конкретных экземпляров СИКН. При
этом попытаемся выявить те фрагменты типовой программы испытаний, в которых реально выполняемые действия не адекватны наименованиям разделов типовой программы и её отдельным формулировкам.
Раздел 1. Краткое техническое описание системы измерений количества и показателей качества нефти
В разделе указывают место расположения СИКН, особенности её
монтажа и наладки, перечень выполняемых функций. Все формулировки раздела понятны и нужны тем, кто будет проводить «испытания» СИКН.
Раздел 2. Перечень измерительных каналов СИКН
Содержание этого раздела фактически продолжает и дополняет содержание первого раздела. В разделе детально описывается структура
каждого из измерительных каналов, входящих в состав СИКН. Функциональная и терминологическая “оправданность” раздела 2 так же не
вызывает сомнений.
Раздел 3. Перечень документации, представляемой на
испытания
Этот раздел прозрачен с точки зрения его уместности в программе
и полезности для дальнейшей работы.
8
Раздел 4. Рассмотрение технической документации
Этим разделом предусматривается выполнение следующих работ
(“бумажного” характера):
– проверка соответствия представленной документации перечню
документов, необходимых для проведения испытаний СИКН;
– проверка полноты и правильности выражения метрологических
характеристик СИКН и её компонентов с учетом требований стандартов ГСИ и отраслевых руководящих документов;
– оценка возможности метрологического обслуживания СИКН в
процессе эксплуатации;
– проверка наличия действующих сертификатов об утверждении
типа средств измерений, входящих в состав СИКН.
Строго говоря, перечисленные выше три формы проверок и одна
форма работы вида “оценка” представляют собой типичные формы
работы, выполняемой в процессе метрологической экспертизы технической документации. По существу, раздел 4 можно было так и
назвать: “Метрологическая экспертиза документации на СИКН”. В
целом содержание раздела вполне адекватно тем действиям, которые
должны выполняться в ходе “испытаний” СИКН.
Раздел 5. Процедуры испытаний СИКН
Этим разделом предусматривается указание в специальной таблице
следующей информации:
– процедуры испытаний;
– пункты программы испытаний, устанавливающие процедуры испытаний;
– требования к средствам испытаний при выполнении отдельных
процедур.
Очень показателен перечень “процедур” испытаний. Он включает в
себя следующие процедуры:
1. проверка наличия и правильности выбора испытательного оборудования, эталонов и вспомогательной аппаратуры;
2. проверка соответствия СИКН проектным решениям;
3. проверка соответствия внешнего вида и комплектности компонентов СИКН требованиям технической документации на компоненты;
4. определение метрологических характеристик (МХ) средств измерений, входящих в состав измерительных каналов СИКН;
9
5. определение границ относительной погрешности измерений массы нефти с помощью СИКН;
6. проверка возможности проведения контроля МХ преобразователей расхода с помощью трубопоршневой поверочной установки;
7. проверка возможности технического обслуживания и ремонта СИКН, удобства и безопасности их выполнения, а также проверка
достаточности комплекта ЗИП;
8. рассмотрение материалов испытаний СИКН и оценка их результатов.
Из восьми перечисленных выше процедур так называемых “испытаний” пять процедур (1, 2, 4, 5 и 8) носят заведомо “бумажный” характер и вполне “вписываются” в содержание метрологической экспертизы документации. Эти процедуры могли бы продолжить перечень проверок, предусмотренных разделом 4 “Рассмотрение технической документации”. Две процедуры (6 и 7) из восьми приведенных
выше процедур предполагают совершение некоторых действий экспериментального характера, причем на “натуре”. Это уже не “бумажная”
работа в духе метрологической экспертизы документации. Однако при
осуществлении процедур 6 и 7 СИКН не подвергается никаким внешним воздействиям испытательного характера, поэтому проверки по
пунктам 6 и 7 никак нельзя назвать – при строгом отношении к терминологии – процедурами испытаний. Проверки есть проверки, и их
нельзя путать с испытаниями.
Раздел 6.Требования безопасности
В разделе перечислены правила, которые должны соблюдаться в
целях обеспечения безопасности при проведении “испытаний”. Важность этого раздела очевидна, но к большинству процедур, выполняемых при “испытаниях” и носящих “бумажный” характер, правила
обеспечения безопасности никакого отношения, строго говоря, не
имеют. Эти правила должны соблюдаться лишь при выполнении двух
проверок экспериментального характера, о которых говорилось выше (6 и 7). В целом данный раздел программы испытаний усиливает
ощущение какого-то смыслового и терминологического “непорядка”
в документе, с которым имеешь дело.
Раздел 7. Проведение испытаний
В разделе описаны все восемь процедур (проверок), которые
предусмотрены рассмотренным выше разделом 5. Внимательное прочтение этого раздела программы “испытаний” приводит, с нашей точки зрения, к окончательному выводу о том, что утверждение типа
СИКН осуществляется без реализации каких-либо испытательных воздействий на СИКН в целом и на её отдельные компоненты. Свыше
10
80 % работы, выполняемой с целью утверждения типа СИКН, носит,
образно говоря, канцелярский характер и “укладывается” в содержание метрологической экспертизы технической документации.
Три процедуры “испытаний” предполагают выезд специалистов на
место эксплуатации СИКН и работу “на натуре”. К этим процедурам
относятся следующие процедуры:
– проверка соответствия внешнего вида и комплектности компонентов СИКН требованиям технической документации на компоненты;
– проверка возможности проведения контроля МХ преобразователей расхода с помощью трубопоршневой поверочной установки;
– проверка возможности технического обслуживания и ремонта
СИКН, удобства и безопасности их выполнения, а также проверка достаточности комплекта ЗИП.
Обращает на себя внимание то обстоятельство, что программой
“испытаний” фактически предусматривается использование только
одного средства “испытаний” – трубопоршневой поверочной установки.
Опыт проведения “испытаний” СИКН показывает, что первоочередной проверкой, которая осуществляется специалистами ГЦИ СИ,
является проверка комплектации СИКН из средств измерений утвержденных типов и возможности осуществления их поверки в установленном порядке. При положительных результатах этой первоочередной проверки на следующем этапе должна решаться одна из главных
задач “испытаний” СИКН – оценивание пределов допускаемой относительной погрешности измерений массы брутто и массы нетто нефти
с помощью СИКН и установление соответствия характеристик погрешности измерений установленным требованиям. Эта часть работы
выполняется расчетным методом.
С нашей точки зрения, примерно таким же образом, как в случае СИКН, обстоит дело с “испытаниями” большинства ИС и, следовательно, использование термина “испытание” применительно к ИС носит условный характер. Чтобы преодолеть эту терминологическую
двусмысленность, надо подыскать термин, который был бы адекватен
работе, выполняемой при “испытаниях” ИС.
По-видимому, таким термином является термин “экспертиза” в его
наиболее широком толковании. Любая экспертиза представляет собой – согласно энциклопедическому определению – исследование экспертами каких-либо вопросов, решение которых требует специальных
познаний в области науки, техники, искусства и т.д. Экспертиза может
включать в себя как “бумажную” составляющую, так и эксперимен11
тальную составляющую. Именно такая комбинация составляющих
имеет место в случае “испытаний” ИС для целей утверждения типа.
Экспертами в подобной ситуации выступают специалисты ГЦИ СИ, и
это точно соответствует тем действиям, которые ими совершаются.
Разумеется, можно по инерции говорить об “испытаниях” ИС и
дальше, но надо при этом отдавать себе отчет в том, что термин “испытание” применительно к ИС используется в виртуальном смысле.
Ничего хорошего в этом нет.
Думается, что лучше было бы внести в документы [1, 2] формулировки, в соответствии с которыми типы ИС утверждались бы на основании результатов экспертизы, проводимой специалистами ГЦИ СИ.
А заодно и пересмотреть стоимость услуг по утверждению типа ИС,
оказываемых специалистами ГЦИ СИ. Если при утверждении типа ИС
их испытания фактически не проводятся, то за утверждение типа ИС
их владельцы должны платить меньшие суммы, чем это было до сих
пор. Один из законов рыночной экономики, как известно, гласит: “Каковы услуги, такова и их оплата”.
Литература
1. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
2. ПР 50.2.009-94. ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений
Автор
Брюханов Вадим Алексеевич – главный специалист Центра метрологического обеспечения ОАО АК “Транснефть”, к.ф.-м.н.
Россия, 115093, Москва, ул. Павловская, 27/29, стр. 1
Тел. (095) 940-92-63, 940-92-64, факс (095) 940-92-67
E-mail: vabcentermo@list.ru
12
Лукашов Ю.Е.
Поверка каналов измерительных систем
В последнее время всё более отчетливо просматриваются проблемы, связанные с поверкой, вообще, и с поверкой каналов измерительных систем, в частности. Оставляя в стороне общие проблемы, остановимся на вопросах, связанных с поверкой каналов измерительных систем.
Можно выделить несколько таких вопросов.
1. Следует ли уточнить понятие “поверка” по отношению к каналам
измерительных систем?
2. Достаточно ли полны процедуры поверки, применяемые в настоящее время для оценки основной погрешности каналов измерительных
систем?
3. Как следует документировать результаты поверки каналов измерительных систем?
4. Как обеспечить взаимное признание результатов поверки каналов измерительных систем внутри страны и за рубежом?
Сразу хотелось оговориться, что в рамках данного доклада излагается личная точка зрения автора, основанная на его опыте решения
подобных проблем, причем, в основном, этот опыт сводился к решению вопросов общей организации поверки, а не методик поверки отдельных конкретных систем. Естественно, этот опыт нельзя считать
всеобъемлющим, а полученные выводы непререкаемыми.
Начнем с ряда цитат из ГОСТ Р 8.596 [1]. Прежде всего, определимся: что же такое измерительная система? “Измерительная система – совокупность измерительных, связующих, вычислительных компонентов, образующих измерительные каналы, и вспомогательных
устройств (компонентов измерительной системы), функционирующих
как единое целое, предназначенная для:
– получения информации о состоянии объекта с помощью измерительных преобразований в общем случае множества изменяющихся во
времени и распределенных в пространстве величин, характеризующих
это состояние;
– машинной обработки результатов измерений;
– регистрации и индикации результатов измерений и результатов
их машинной обработки;
– преобразования этих данных в выходные сигналы системы в разных целях”.
13
Об их поверке говорится: “Рекомендуются следующие способы поверки измерительных каналов ИС:
– измерительные каналы ИС-1, как правило, подвергают комплектной поверке, при которой контролируют метрологические характеристики измерительных каналов ИС в целом (от входа до выхода канала);
– измерительные каналы ИС-2, как правило, подвергают покомпонентной (поэлементной) поверке: демонтированные первичные измерительные преобразователи (датчики) – в лабораторных условиях;
вторичную часть – комплексный компонент, включая линии связи, –
на месте установки ИС при одновременном контроле всех влияющих
факторов, действующих на отдельные компоненты. При наличии специализированных переносных эталонов или передвижных эталонных
лабораторий и доступности входов ИС-2 комплектная поверка измерительных каналов ИС-2 на месте установки предпочтительна”.
При этом под каналами ИС-1 и ИС-2 понимается следующее:
“ИС-1 – выпускаемые изготовителем как законченные укомплектованные (за исключением, в ряде случаев, линий связи и электронных вычислительных машин) изделия, для установки которых на месте эксплуатации достаточно указаний, приведенных в эксплуатационной
документации, в которой нормированы метрологические характеристики измерительных каналов системы;
ИС-2 проектируемые для конкретных объектов (группы типовых
объектов) из компонентов ИС, выпускаемых, как правило, различными
изготовителями, и принимаемые как законченные изделия непосредственно на объекте эксплуатации. Установку таких ИС на месте эксплуатации осуществляют в соответствии с проектной документацией
на ИС и эксплуатационной документацией на её компоненты, в которой нормированы метрологические характеристики, соответственно,
измерительных каналов ИС и её компонентов”.
Рассмотрим простейший пример – теплосчётчик. Он полностью соответствует определению измерительной системы. Однако, для его
поверки ГОСТ Р 51649 [2] рекомендует уже иные подходы к поверке:
поэлементный и поканальный. Поэлементный метод рекомендуется
использовать в случае, когда составные части теплосчётчика утверждены, как типы средств измерений, а также при наличии стандартной
информационной связи между частями и утвержденной в установленном порядке методике расчета погрешности теплосчётчика по погрешностям его составных частей.
Поканальный метод используется в том случае, когда установлены
нормы погрешности каналов и имеется методика расчета погрешности
14
теплосчётчика по погрешностям его измерительных каналов, утвержденная в установленном порядке.
Небезынтересно отметить, что в том же ГОСТ Р 8.596 [1] под измерительным каналом понимается “конструктивно или функционально
выделяемая часть ИС, выполняющая законченную функцию от восприятия измеряемой величины до получения результата её измерений,
выражаемого числом или соответствующим ему кодом, или до получения аналогового сигнала, один из параметров которого – функция
измеряемой величины.
Примечание. Измерительные каналы ИС могут быть простыми и
сложными. В простом измерительном канале реализуется прямой метод измерений путем последовательных измерительных преобразований. Сложный измерительный канал в первичной части представляет
собой совокупность нескольких простых измерительных каналов, сигналы, с выхода которых, используются для получения результата косвенных, совокупных или совместных измерений или для получения
пропорционального ему сигнала во вторичной части сложного измерительного канала ИС”.
Отсюда следует, что теплосчётчик надо бы рассматривать, как
сложный измерительный канал, но состоящий из ряда простых. Создаётся впечатление, что мы несколько запутались. Даже на таком простом примере, оказывается, что одно и то же средство измерений можно рассматривать и как систему и как канал.
Но вернемся к поверке. По определению, теплосчётчик следует отнести к ИС-1, а, следовательно, её надо бы поверять комплексно, но в
настоящее время не существует подобных методик. Если же используется поэлементный или поканальный метод поверки, что в данном
случае не имеет существенного значения, то, в ряде случаев, периодическая поверка сводится к внешнему осмотру. При внешнем осмотре
выполняются следующие операции:
– оценка соответствия комплектности теплосчётчика паспорту;
– проверка наличия непросроченных свидетельств о поверке (или
других документов, подтверждающих прохождение первичной или
периодической поверки) теплосчётчика и каждой его составной части;
– контроль наличия и целостности пломб изготовителя, а также
пломб и клейм, обязательных для коммерческих средств учета;
– проверка отсутствия механических повреждений, влияющих на
работоспособность составных частей теплосчётчика и электрических
связей между ними.
15
Перечень операций, приведенный выше, является по существу дословной цитатой из методики одного из теплосчётчиков.
Получается, что при периодической поверке никаких работ по
оценке метрологических характеристик теплосчётчика не выполняется. Такие работы проводятся при поверке его составных частей. Тогда
поверка вырождается в чисто административную процедуру. Это приводит к возникновению сразу двух вопросов:
1. Может быть, определить поверку, как оценку соответствия
средств измерений установленным техническим и административным
требованиям? При этом метрологические характеристики, которые
являются частью технических, могут быть установлены в процессе
калибровки.
2. Достаточен ли набор процедур, выполняемых при периодической поверке, чтобы быть уверенным, что основная погрешность теплосчётчика в целом не превзойдет нормированных пределов? Не развивая эту тему, можно отметить, что перечисленный набор процедур
не включает в себя проверку правильности соединений. А это может
оказать весьма существенное влияние на суммарную погрешность.
Можно было бы отметить и другие источники погрешностей, которые нередко не учитываются при описании методик поверки измерительных систем. Отметим ещё только возможность влияния программного обеспечения на достоверность полученных результатов. Несмотря на то, что за рубежом этому вопросу уделяется значительное внимание. В России только начинаются работы в указанном направлении.
Очень слабо отражены в методической и нормативной документации и
вопросы, связанные с влиянием интерфейсов, как цифровых, так и,
особенно, аналоговых на достоверность полученных результатов измерений.
И ещё о проблемах взаимного признания результатов поверки и калибровки не только внутри СНГ, что тоже в ближайшем будущем может стать существенной проблемой, но и в странах, так называемого,
дальнего зарубежья.
В российской метрологической практике используется несколько
родственных понятий, относящихся к техническим устройствам, используемым в сфере метрологии:
стандартный образец – техническое средство в виде вещества (материала), устанавливающее, воспроизводящее, хранящее единицы величин, характеризующих состав или свойства этого вещества (материала) в целях передачи их размера средствам измерений;
средство измерений – техническое средство, предназначенное для
измерений, имеющее нормированные метрологические характеристи16
ки, воспроизводящее и (или) хранящее единицу величины, размер которой принимают неизменной (в пределах установленной погрешности) в течение известного интервала времени;
средство контроля – техническое средство, воспроизводящее и
(или) хранящее величину заданного размера, предназначенное для
определения состояния контролируемого объекта и обладающее нормированными характеристиками погрешности;
испытательное оборудование – техническое средство, предназначенное для воспроизведения и поддержания условий испытаний.
Если любое из перечисленных технических устройств используется
в областях, охватываемых законодательной метрологией, например,
обеспечение безопасности, здравоохранение, торговля, экология и т.п.,
должны ли на него распространяться требования по испытаниям и
утверждению типа или это относится только к средствам измерений
в строгом понимании этого термина? В Германии, например, это различие не столь строго, да и у нас, на практике, значительную долю
Госреестра средств измерений составляют устройства контроля и испытательное оборудование.
В случае, если средство измерений состоит из отдельных блоков,
которые могут быть использованы, как автономно, так и составе сложных измерительных устройств или каналов измерительных систем,
следует ли подвергать испытаниям и утверждению типа каждый из
таких блоков в отдельности? Если да, то может ли наравне с этим
в качестве отдельного типа средства измерений утверждаться канал
измерительной системы, в состав которого входят аналогичные блоки,
не проходившие индивидуально утверждения типа?
В ряде международных документов по метрологии указано на возможность отказа от испытаний и утверждения типа средств измерений,
если их соответствие существующим требованиям может быть подтверждено на основе представленной технической документации, а
метрологические характеристики оцениваются при проведении первичной поверки или калибровки. Следует ли уточнить, на какие именно группы средств измерений распространяется указанное положение?
Если средство измерений изготавливается или ввозится по импорту
в единичном или незначительном количестве экземпляров, необходимо ли проведение работ по утверждению типа или достаточно провести первичную поверку (метрологическую аттестацию) конкретных
образцов?
Если метрологические характеристики средства измерений существенно зависят от условий и качества монтажа и наладки средства
17
измерений, что имеет место при создании измерительных систем типа
ИС-2, имеет ли смысл в этом случае утверждение типа?
Подтверждение соответствия индивидуального образца средства
измерений утвержденному типу может быть реализовано в виде поверки или калибровки. При этом различают первичную и последующие поверки.
Различие между поверкой и калибровкой состоит с одной стороны
в том, что при калибровке устанавливаются действительные значения
метрологических характеристик средств измерений, а при поверке
только определяется их соответствие установленным требованиям.
С другой стороны, эти две процедуры различаются статусом. Поверка
осуществляется в тех областях измерений, которые подлежат государственному регулированию. Калибровка может проводиться и в этих
областях и за их пределами. По существу, калибровка, в большинстве
случаев служит составной частью поверки.
Если средства измерений не подвергались испытаниям с целью
утверждения типа, то содержание первичной поверки существенно
расширяется. В этом случае возникает необходимость подтверждения
того, что средство измерений соответствует всем требованиям законодательной метрологии к подобным средствам измерений. Поэтому,
помимо определенных испытаний (контроля), должны также использоваться данные об изготовителе, его декларация соответствия, а, в
некоторых случаях, его система обеспечения качества. Простого контроля технических характеристик в данном случае недостаточно.
Как в первом, так и во втором случае первичная поверка может
быть выборочной.
Таким образом, необходимо, во-первых, определить требования к
различным типам средств измерений. За основу могут быть приняты
рекомендации МОЗМ, стандарты МЭК и ИСО, приложения к европейской Директиве 2004/22/ЕС. Разработка подобных документов пока не
предполагается.
Во-вторых. При наличии указанных документов, определяющих
согласованные требования к средствам измерений возможна постановка вопроса об использовании Свидетельств МОЗМ в качестве документа, подтверждающего соответствие определенному типу, однако
пока такой подход не поддерживается даже на уровне региональных
метрологических организаций.
В-третьих. Если однотипные средства измерений производятся
различными изготовителями или выпускаются в различных модификациях, то необходимо подтверждение того, что все они соответствуют
утвержденному типу.
18
В-четвертых, требуется обеспечить корректную оценку того, что
каждое индивидуальное средство измерений соответствует утвержденному типу. Т.е. оно должно быть правильно поверено или откалибровано.
Задача первичной поверки (калибровки) состоит в необходимости
доказательства с приемлемой достоверностью, что каждый экземпляр
средства измерений в производстве, а для измерительных систем
в монтаже и наладке, соответствует установленным в описании типа
требованиям к техническим характеристикам.
Это подтверждение может использовать:
– индивидуальный контроль каждой единицы средств измерений;
– статистический (выборочный) контроль независимых выборок;
– статистический (выборочный) контроль последовательных выборок;
– статистический контроль технологического процесса с использованием контрольных карт;
– использование системы обеспечения качества изготовителя.
Причем, для измерительных систем реализуемы только первый и
последний подходы.
Поверка или калибровка средств измерений может выполняться в
стране – производителе средств измерений, а также и в стране импортере. Часто калибровка должна выполниться на месте, после установки
средств измерений. Методики выполнения поверки (калибровки) при
выполнении общих требований по номенклатуре оцениваемых характеристик средств измерений и достоверности полученных результатов
могут различаться с учетом технологических возможностей различных
стран. Это создает дополнительные сложности для взаимного признания результатов поверки и калибровки.
Указанные проблемы препятствуют быстрому решению вопроса
взаимного признания. Возможно, следует подумать о разработке документа, который определил бы критерии для выбора рационального
способа осуществления первичной поверки (калибровки) в каждой
конкретной ситуации.
Этот документ может также определить условия, необходимые для
заключения соглашений о взаимном признании соответствия средств
измерений согласованным требованиям к ним, между национальными
органами по законодательной метрологии различных стран.
19
Литература
1. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
2. ГОСТ Р 51649-2000 Теплосчётчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия
Автор
Лукашов Юрий Евгеньевич – начальник отдела ФГУП “ВНИИМС”, к.т.н.,
доцент
Россия, 119361, Москва, Озерная, 46
www.vniims.ru
Тел. (095) 437-32-10
E-mail: luksh103@vniims.ru
20
Данилов А.А.
Методы решения проблем
метрологического обеспечения
измерительных систем
Некоторые проблемы метрологического обеспечения измерительных систем (ИС) сформулированы в [1, 2] и в рамках существующей
нормативно-правовой базы могут быть решены следующим образом.
1. Противоречие между перманентной модернизацией и
статусом ИС
Ввод новых измерительных каналов (как количества, так и их типов), новых функций, изменение версии программного обеспечения (т.е. модернизация) приводят владельца единичной ИС (т.е. ИС-2 в
терминологии ГОСТ Р 8.596 [3]) к необходимости внесения изменений
в тип средства измерений (СИ), зарегистрированный в Государственном реестре СИ, что сопровождается не только финансовыми, но и
существенными временными затратами. При этом затраты времени на
придание ИС статуса могут превосходить интервал времени между
последовательными модернизациями. В результате процесс придания
статуса ИС становится перманентным, что фактически приводит к невозможности использования ИС.
До внесения изменений в действующие Правила ПР 50.2.009 [4] эта
проблема может быть решена лишь для тех случаев:
– когда изменяется количество, но не типы измерительных каналов,
– когда введение новых функций и изменение версии программного обеспечения не оказывают влияния на метрологические характеристики ИС.
Для того, чтобы изменение количества измерительных каналов не
приводило к необходимости повторного утверждения типа ИС-2
(именно утверждения, а не проверки соответствия утверждённому типу – поскольку процедура проверки соответствия утверждённому типу
для единичных СИ не предусмотрена), достаточно того, чтобы в описании типа ИС-2 было указано максимальное количество измерительных каналов того или иного типа, которые физически могут быть реализованы в ИС-2, даже если на момент проведения испытаний для целей утверждения типа ИС-2 они фактически не используются. Такое
становится возможным, поскольку при проведении испытаний для
целей утверждения типа ИС-2 экспериментальным исследованиям
подвергаются лишь по нескольку экземпляров представителей измерительных каналов каждого типа. При этом после утверждения типа ИС21
2 (и оформления сертификата об утверждении типа и регистрации типа
ИС-2 в Государственном реестре СИ) на поверку представляются те
измерительные каналы, которые фактически используются владельцем ИС-2. По результатам поверки оформляется свидетельство о поверке ИС-2 (по форме приложения 1а к Правилам ПР 50.2.006 [5]), в
котором указываются лишь те измерительные каналы (с указанием их
состава – типа и заводских номеров компонентов измерительных каналов), которые по результатам поверки признаны пригодными к применению. В дальнейшем же при вводе новых или изменении состава и
количества измерительных каналов (в пределах регламентированного
в описании типа максимального значения измерительных каналов
каждого типа) свидетельство о поверке подлежит переоформлению.
Основанием для этого является пункт 2.7 Правил ПР 50.2.006 [5], в
соответствии с которым “поверку средств измерений, предназначенных для измерений (воспроизведения) нескольких величин или имеющих несколько диапазонов измерений, но используемых для измерений (воспроизведения) меньшего числа величин или на меньшем числе
диапазонов измерений допускается на основании решения Главного
метролога или руководителя юридического лица производить только
по тем требованиям нормативных документов по поверке, которые
определяют пригодность средств измерений для применяемого числа
величин и применяемых диапазонов измерений”.
К этой же проблеме может быть отнесена и ситуация с поэтапным
вводом ИС-2 в эксплуатацию, что, несомненно, удобно и может применяться для большинства крупных систем, поскольку позволяет осуществлять ввод ИС-2 частями.
Для того, чтобы введение новых функций и изменение версии программного обеспечения не потребовало повторного утверждения типа ИС-2, достаточно, чтобы указанные изменения не приводили к изменению алгоритмов измерительного преобразования результатов измерений, т.е. не оказывали влияния на метрологические характеристики ИС. Наиболее просто это достигается выполнением рекомендаций
МИ 2891 [6], в соответствии с которыми программное обеспечение
подразделяется на части, подлежащие и не подлежащие государственному метрологическому контролю и надзору. Такое разделение предоставляет возможность модификации части программного обеспечения,
не подлежащей метрологическому контролю, без возникновения проблем с приданием статуса ИС.
22
2. Оформление результатов первичной поверки ИС после ремонта
Ремонт одного из компонентов (включая замену на однотипный
компонент) измерительного канала приводит к необходимости представления ИС на поверку. Как быть в этом случае: проводить поверку
всей ИС или только вышедшего из строя измерительного канала? На
какой срок должно быть выдано новое свидетельство о поверке ИС?
Ответов на эти вопросы в действующей нормативной документации
нет, как нет их и в упомянутых выше Правилах ПР 50.2.006 [5], которые требуют определённой корректировки как в части оформления
результатов первичной поверки ИС после ремонта, так и в части исчисления даты очередной поверки ИС после ремонта одного из её измерительных каналов.
Выход из сложившейся ситуации достаточно прост. Методика поверки ИС, согласованная Государственным центром испытаний СИ,
должна предусматривать различные варианты проведения поверки
(совокупности обязательных операций поверки):
– первичной при вводе в эксплуатацию;
– первичной после ремонта (или замены на однотипный) одного из
компонентов (в том числе и связующих) измерительного канала;
– первичной после ремонта компьютера (включая замену элементов системного блока, исключая замену монитора, принтера и т.п.);
– первичной после ремонта связующих компонентов ИС;
– первичной после переустановки операционной системы компьютера, программного обеспечения ИС той же версии;
– периодической.
Такой подход позволяет сократить объём экспериментальных исследований при проведении первичной поверки после ремонта.
Так, в случае ремонта (или замены на однотипные) компонентов ИС целесообразно проводить экспериментальные исследования
лишь в объёме изменений, вносимых в ИС, с обязательным переоформлением свидетельства о поверке с сохранением без изменений
даты действия свидетельства о поверке. Следует помнить, что дата
действия свидетельства о поверке может быть изменена лишь при выполнении поверки в полном объёме.
При замене же отдельных компонентов компьютера ИС (за исключением “жёсткого” диска) целесообразно ограничиться проведением
операции опробования, а при замене компьютера (или его “жёсткого”
диска), а также при переустановке операционной системы и/или программного обеспечения ИС – операций опробования и проверки по23
грешности вычислений (либо погрешности сложных измерительных
каналов – в терминологии ГОСТ Р 8.596 [3]).
В том же случае, если методикой поверки не предусмотрены различные варианты поверки, перечисленные выше, поверка ИС должна
проводиться в полном объёме.
3. Достоверность результатов измерений, получаемых
с помощью сложных измерительных каналов ИС
При получении результата косвенных (а также совместных или совокупных) измерений с помощью сложных измерительных каналов
ИС, результаты прямых измерений, на основании которых выполняются расчёты, обычно недоступны пользователю, а потому оценить
границы погрешности результата косвенных измерений можно лишь с
колоссальным запасом. Это обусловлено тем, что один и тот же результат косвенных измерений может быть получен при различных
комбинациях результатов прямых измерений [7]. Именно поэтому в
ГОСТ 26.203 [8] рекомендуется вместе с результатом косвенных измерений выводить и оценку границ погрешности полученного результата, однако на сегодняшний день эта справедливая рекомендация не
реализована в известных автору измерительно-вычислительных комплексах и ИС.
Такой подход позволил бы повысить достоверность большинства
результатов косвенных измерений в силу того, что очень немногие из
получаемых результатов могли бы быть получены самыми “неудачными” комбинациями результатов прямых измерений из множества
комбинаций, дающих тот же результат косвенных измерений. Использование такого подхода наиболее эффективно в системах учёта, т.к.
при суммировании множества результатов измерений, фактические
границы погрешности результата суммирования должны быть далеко
от границ погрешности, полученных для самых “неудачных” комбинаций результатов прямых измерений.
Дальнейшее повышение достоверности возможно за счёт уменьшения границ дополнительных погрешностей путём измерений фактически сложившихся (или границ диапазона фактически сложившихся за
короткие интервалы времени) условий эксплуатации компонентов и
использования полученных результатов измерений (а не границ диапазона условий эксплуатации, регламентированных в технической документации) для оценки границ погрешности результатов косвенных
измерений.
24
4. Метрологическое обеспечение сложных измерительных каналов ИС
Для подтверждения соответствия метрологических характеристик
измерительных каналов ИС установленным нормам наиболее широко
применяются расчётно-экспериментальные методы, что обусловлено
сокращением объема экспериментальных исследований при приемлемой достоверности. Зачастую эксперимент сводится к поэлементной
поверке компонентов измерительных каналов ИС и некоторым расчётам границ погрешности, проводимым на основе нормированных метрологических характеристик компонентов и предельных значений
влияющих величин рабочих условий эксплуатации компонентов ИС.
В результате расчёты всегда дают одни и те же результаты, хотя и завышенные. Именно поэтому описанный подход неоднократно подвергался критике, поскольку даёт основания для сомнительных предложений о том, что подтверждение соответствия метрологических характеристик сложных измерительных каналов ИС установленным нормам
проводить нецелесообразно.
Указанные предложения обычно сводятся к следующему.
При утверждении типа ИС проводить:
– проверку пригодности к применению СИ, входящих в состав
сложных измерительных каналов ИС (путём рассмотрения результатов
поэлементной поверки каждого из них);
– проверку работоспособности сложных измерительных каналов;
– расчёт границ погрешности сложных измерительных каналов,
в то время как при поверке ИС ограничиться проведением первых
двух пунктов.
Следует отметить, что к перечисленным проверкам целесообразно
добавить:
– проверку рабочих условий эксплуатации компонентов ИС [9];
– проверку взаимного влияния каналов;
– комплектную (или частично комплектную, т.е. без датчиков) проверку метрологических характеристик измерительных каналов в рабочих условиях эксплуатации ИС (при наличии соответствующих эталонов) [3].
Что же касается расчётов, то целесообразно их выполнять в соответствии с рекомендациями пункта 3 настоящего сообщения. Кроме
того, при расчётах следует учесть [1]:
– невысокую достоверность функций влияния влияющих величин,
нормированных для СИ, входящих в состав измерительных каналов;
25
– погрешность адекватности модели СИ, возникающую ввиду того,
что нормирование функций влияния осуществляется лишь для величин, действующих на СИ отдельно, хотя в действительности они воздействуют одновременно;
– возможную коррелированность влияющих величин, воздействующих на компоненты измерительного канала.
Проведение дополнительных проверок и расчётов, основанных на
использовании фактических значений величин, а не диапазонов их
изменения, безусловно, повысит достоверность результатов метрологического обеспечения измерительных каналов ИС.
5. Метрологическое обеспечение программного обеспечения ИС
Кроме вопросов придания статуса программному обеспечению путём аттестации (верификации, сертификации), которые в случае ИС
проще всего решаются путём нормирования погрешности измерительных каналов совместно с программным обеспечением [6], необходимо
решить вопросы минимизации проверок программного обеспечения на
различных этапах жизненного цикла ИС.
По мнению автора, на этапе утверждения типа ИС (кроме проверок
документации) и на этапе первичной поверки при вводе ИС в эксплуатацию целесообразно проводить следующие проверки, рекомендованные МИ 2891 [6]:
а) идентификация – проверка версии программного обеспечения и
контрольной суммы;
б) опробование – проверка функционирования всех измерительных
каналов и функций, реализуемых с помощью ИС;
в) проверка погрешности вычислений (при нормировании погрешности вычислений) или погрешности сложных измерительных каналов (при нормировании погрешности измерительных каналов совместно с программным обеспечением);
г) проверка защиты от несанкционированного доступа к хранимым
результатам измерений и к настройкам программного обеспечения;
Вместе с тем на этапе первичной поверки после ремонта ИС проведение проверки по пункту г) нецелесообразно, а проверку по пункту в)
достаточно выполнять лишь в объёме вносимых изменений. При выполнении же периодической поверки ИС достаточно ограничиться
проведением проверок по пунктам а) и б).
26
Проблемы метрологического обеспечения ИС, требующие решения
К нерешённым проблемам метрологического обеспечения ИС относятся:
– низкая контролепригодность ИС, следствием которой является
очевидное противоречие: мощные возможности автоматизации самой ИС с одной стороны и большой объем непроизводительного ручного труда при испытаниях ИС (и колоссальные временные затраты!) –
с другой;
– недопустимость не только демонтажа некоторых компонентов
для проведения поверки в нормальных условиях, но даже временной
остановки части измерительных каналов ИС для проведения технического обслуживания,
– реализация функций ИС на время контроля её метрологических
характеристик.
Литература
1. Данилов А.А. Метрологическое обеспечение измерительных систем. – Главный метролог, 2004, №№ 1, 3, 5; 2005, №1.
2. Данилов А.А. Правовые и организационные проблемы метрологического обеспечения, возникающие при эксплуатации измерительных систем. – Измерительная техника, 2004, №10.
3. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения.
4. ПР 50.2.009-94. ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений.
5. ПР 50.2.006-94. ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений.
6. МИ 2891-2004. ГСИ. Общие требования к программному обеспечению средств измерений.
7. Новицкий П.В., Зограф И.А. Оценка погрешностей результатов
измерений. – Л.: Энергоатомиздат, 1991. – С. 120-122.
8. ГОСТ 26.203–81. Комплексы
измерительно-вычислительные.
Признаки классификации. Общие требования.
9. Гривастов Д., Кондаков В.В., Кузовников В., Шейнин Э.М. Особенности поверки АИИС КУЭ. – Энергосбережение, 2005, №2.
Автор
Данилов Александр Александрович – зам. директора ФГУ “Пензенский
центр стандартизации, метрологии и сертификации”, д.т.н., профессор
Россия, 440028, Пенза, ул. Комсомольская, 20
www.pcsm.sura.ru
Тел. (841-2) 49-51-90, факс (841-2) 49-82-63, 49-85-00
E-mail: danilov@sura.ru
27
Евдокимов А.С., Медведев В.А., Пружина В.П.
О нормировании и контроле
метрологических характеристик
ИС учета энергоресурсов в ЖКХ
На сегодняшний день во всем мире непрерывно возрастает комплекс проблем, связанных с увеличением потребления и удорожанием
энергоносителей. В Москве, также как и во всей стране, эти проблемы
проявляются в виде перегрузок и аварий устаревших энергетических
мощностей, росте стоимости коммунальных услуг, инфляции, катастрофическом загрязнении окружающей среды.
Огромная часть резерва избыточного потребления энергоносителей
сосредоточена в жилищно-коммунальном секторе. Для сохранения
природы требуется резко сократить количество сжигаемого топлива,
снизить выбросы в атмосферу. Сегодня мы все понимаем, что энергопотребление должно быть разумным. Человеческая история достигла
черты, в которой обострение противоречий в отношениях “человекприрода” начнет постепенно по своей значимости перекрывать экономические, политические и теоретические словопрения. Способность
природы к нейтрализации загрязнений ограничена, уменьшается количество кислорода в атмосфере, нарастает парниковый эффект.
В 2004 г. принято Постановление Правительства Москвы №77–ПП [1].
Сокращение потребления тепловой энергии населением зависит от
привычек, культуры, воспитания. У москвичей, жителей мегаполиса,
имеются огромные возможности по рациональному использованию
энергоресурсов и воды, но эти возможности могут быть реализованы
только при наличии мотивации и технических средств. Они почувствуют, открывая кран, что их деньги утекают в канализацию, а через
не утепленные окна и двери деньги вылетают на ветер, и, несомненно,
большая часть разумного населения, уходя утром на работу, будут закручивать регуляторы на отопительных приборах, чтобы обеспечить
минимально необходимую подачу тепла в пустую квартиру. Предприятия, организации будут заботиться о снижении температуры отапливаемых помещений в периоды отсутствия в них людей (выходные дни,
ночное время). При этом горожане всемерно станут экономить свой
бюджет, а государство сэкономит энергетические ресурсы. Стоимость
энергоресурсов в России в 6-7 раз ниже мировых. Долго так продолжаться не может. Только за два последних года цены на электроэнергию выросли на 45,8 %, а на газ – на 63,5 %. Если Правительство России взяло курс на построение эффективной экономики и вхождение в
мировое сообщество, то баланс цен на энергоносители в ближайшее
время будет восстановлен, а тарифы на тепло, электроэнергию и воду
28
соответственно значительно повысятся. При Правительстве Москвы
создана рабочая группа по вопросу реализации постановления
№77-ПП [1], в состав которой пригласили В.А. Медведева – начальника лаборатории поверки и испытаний теплотехнических средств измерений и измерительных систем “Ростест-Москва”.
Правительство Москвы своим Постановлением №77-ПП
от 10.02.2004г. [1] определило порядок и сроки повсеместного оснащения жилого сектора и объектов социальной сферы города домовыми
узлами учета потребления холодной, горячей воды и тепловой энергии. Ориентировочно планируется ввести в действие около 35 000 таких узлов учета, в проектные решения которых заложено применение
многопоточных (до 6 трубопроводов) теплосчётчиков с глубокими
архивами данных и цифровыми выходами (стандартные интерфейсы
RS 232, RS 485, Ethernet), обеспечивающими дистанционное снятие
показаний приборов учета (счетчиков воды и теплосчётчиков), контроля параметров сетей (температур и давления воды) и нештатных
состояний элементов узла учета. В развитие Постановления городскими органами управления было определено, что домовые узлы учета
должны объединяться в сети по территориально-кустовому признаку с
размещением серверов (рабочих мест оператора) в объединенных диспетчерских центрах (ОДЦ) Управ и обеспечивать передачу данных
приборного учета в единые информационно-расчетные центры (ЕИРЦ)
разного уровня о параметрах систем теплопотребления по каждому
контролируемому объекту и создания отчетов по потреблению воды и
теплоты в виде таблиц, графиков, документов для коммерческих взаиморасчетов, выполнения расчетов баланса поступления за установленный интервал времени тепловой энергии и воды. Оценка показывает,
что число таких систем в городе должно составить порядка 1000.
При этом часть систем имеет сертификаты утверждения типа
средств измерений на проектно-компонуемые измерительные системы (ИС-2), другая часть – сертификаты об утверждении типа единичных экземпляров, а некоторые пока не имеют таких документов, и их
разработчики и изготовители обращаются, в частности, к нам с просьбой о проведении испытаний для целей утверждения типа. ФГУ “Ростест-Москва” разъясняет заинтересованным сторонам, что такие измерительные системы рассматриваются Законом “Об обеспечении
единства измерений” как средства измерений, применяемые для коммерческих операций, подлежат поверке и на них распространяются
положения Правил по метрологии ПР50.2.009 [2].
Однако некоторые руководители городских структур, ответственных за выполнение Постановления, ряд специалистов по информаци29
онным сетям и системам обработки электронной информации высказывают сомнения в правомочности наших позиций.
Их доводы сводятся к недостаточной обоснованности значительных дополнительных затрат “на метрологию” как на стадии испытания
образцов, так и на стадии эксплуатации. В самом деле, все средства
измерений, используемые в измерительных компонентах таких измерительных систем, имеют сертификаты об утверждении типа СИ и
подвергаются поверке по утвержденным методикам и с установленной
периодичностью. В теплосчётчиках с цифровым выходом, по сути,
заканчиваются все измерительные операции, выполняемые в подобной
измерительной системе. Дальнейшие операции – передача и обработка
информации – ведется только в цифровой форме.
В терминах ГОСТ Р 8.596 [3] измерительные компоненты такой ИС
сами являются измерительными системами в законченном виде. Особенно отчетливо это проявляется при рассмотрении методик поверки
таких ИС и применении их на практике. Поверитель выезжает по месту размещения ИС и не использует никаких эталонов – ему нечего
поверять, кроме, может быть, часов вычислительного компонента, которые, как правило, к тому же синхронизируются автоматически. Он
выступает скорее как инспектор, проверяющий соответствие смонтированной ИС технической документации, комплектности, правильности установки и эксплуатации всех входящих в состав ИС средств измерений. Проводит сличение маркировки всех СИ с документами об
их последней поверке, проверяет правильность внесения заводских
номеров и документов о поверке в паспорт (формуляр) ИС, наличие
пломб и поверительных клейм у СИ. Проверяется функционирование
диагностики исправности линий связи с помощью тестов. Вызывает
вопросы структура и содержание паспорта такой ИС, внесения формуляра в обязательный состав документов ИС, порядка замены отдельных составляющих, прежде всего первичных преобразователей узла
учета, в периоды между поверками. Не ясно, какими критериями следует руководствоваться на этапе испытания образцов при установлении межповерочного интервала таких ИС.
Конечно, требования, предъявляемые к рассматриваемым ИС как к
средствам измерений, с одной стороны, дисциплинирует изготовителей и владельцев, с другой – привычны и понятны для поверителей и
инспекторов.
Скорее всего, такие же вопросы будут возникать, а, может быть,
уже возникли, и в других городах и регионах России при внедрении
подобных систем учета расходования энергоресурсов. Разъяснения
или рекомендации по этим вопросам были бы полезны для всех участников процесса внедрения ИС в практику учета энергоресурсов.
30
Литература
1. Постановление Правительства Москвы №77–ПП от 10.02.2004 г.
“О мерах по улучшению системы учета водопотребления и совершенствования расчетов за холодную, горячую воду и тепловую энергию в
жилых зданиях и объектах социальной сферы города Москвы”.
2. ПР 50.2.009-94. ГСИ. Порядок проведения испытаний и утверждения типа средств измерений
3. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
Авторы
Евдокимов Александр Степанович – заместитель генерального директора
ФГУ “Ростест-Москва”
Тел. (095) 332-98-56
E-mail: metrology@rostest.ru
Медведев Валерий Афанасьевич – начальник лаборатории ФГУ “РостестМосква”, к.т.н.
Тел. (095) 332-18-72
E-mail: valeryam@rostest.ru
Пружина Валентина Петровна – начальник сектора ФГУ “Ростест-Москва”
Тел. (095) 332-99-67
E-mail: valentinapp@rostest.ru
Россия, 117418, Москва, Нахимовский пр. 31. www.rostest.ru
31
Евдокимов А.С., Медведев В.А., Мурин П.Н.
О некоторых особенностях нормирования
и контроля метрологических характеристик
ИС учета количества нефтепродуктов
Терминальные комплексы на базе резервуаров можно рассматривать как многоканальные крупнотоннажные дозаторы. Сложный канал
такой ИС образован градуированным резервуаром с системами измерения уровня и плотности продукта. Система измерения плотности
может быть как полностью автоматизированной, так и с “ручным”
вводом значений плотности, измеряемой в отбираемых пробах. В любом случае многоканальная система измерения температуры, входящая в каждый сложный канал, играет вспомогательную роль.
Наибольшее распространение в последнее время получают радарные
уровнемеры и системы измерения средней плотности типа “уровень +
гидростатический подпор” с прецизионным дифманометром.
Первое, на что мы обратили внимание при поверке: ИС не имеют
паспорта, он не предусмотрен описанием типа в разделе “Комплектность”. Казалось, можно было бы поверять каждый сложный канал и
ограничиться свидетельствами о поверке каналов измерений уровня,
температуры, плотности и свидетельством на канал. Однако в реестре
у нас ИС, а не отдельный канал, да и задача учета решается системой в
целом, а не одним каналом. Даже в мелководном Архангельском
нефтяном порту, куда приходят танкеры дедвейтом до 10000 т, загрузку одного танкера иногда приходится производить из нескольких резервуаров, тем более что значительная часть резервуарного парка – это
емкости в 5000 м3. Работу пришлось начинать с составления паспортов
на ИС и утверждения их руководством организации – владельца. Терминальные комплексы крупных нефтяных компаний находятся в стадии интенсивного оснащения резервуарного парка измерительными
компонентами, так что состав ИС будет меняться – число каналов будет увеличиваться. Это обстоятельство следует учесть, допустив периодическое обновление паспорта от поверки к поверке по мере “распухания” ИС.
В эксплуатационных документах рассматриваемых ИС обычно
нормированы характеристики погрешности измерительных компонентов-уровнемеров, дифманометров, каналов измерения температуры.
В то же время методики поверки предусматривают поканальный
принцип: поверять рекомендовано канал измерений уровня, канал измерений средней температуры, канал измерений средней плотности.
У каждого из этих каналов имеются не только характеристики погрешности, но и установленные диапазоны измерений. В условиях по32
верочной лаборатории можно было бы провести полномасштабную
поверку указанных средств измерений – измерительных компонентов
сложного канала – в установленных точках диапазонов измерений.
Правда, один из важнейших измерительных компонентов – резервуарвсе равно поверяется (градуируется) на месте эксплуатации.
Нефтяной терминальный комплекс – технический объект с непрерывным производственным циклом. Одни резервуары принимают
продукт, другие отпускают, и только третьи некоторое время находятся в “состоянии покоя”. Поверка измерительных каналов сложного
канала возможна только в последних, поскольку требуется определенное время (это время зависит от вида продукта, в основном, от его вязкости, так что существенное влияние оказывает температура продукта)
для достижения равновесных состояний, в которых поверка имеет
смысл. Нереально позволить себе ждать, когда в одном резервуаре будет воспроизведено несколько различных состояний – уровней, температур, плотностей. Поэтому поверка проводится в “точке технологического состояния резервуара” на момент поверки. Сравниваются усредненные значения измеряемых величин, полученные с применением
эталонных СИ, и показания, снимаемые с дисплея в операторском зале
системы. Если канал системы снабжен дисплеем на месте установки
(на крыше резервуара), то показания этого дисплея принимались за
измеренные значения. Отдельно проверялось соответствие показаний
на промежуточном и оконечном дисплеях.
Заметим, что рассматриваемые системы не являются диковинным
исключением. Можно указать ещё на системы учета (практически это
тоже системы отпуска количества товара) количества теплоты на
крупных ТЭЦ с трубопроводами диаметром порядка метра и более.
Установленные на таких трубопроводах расходомеры (с ультразвуковыми, электромагнитными преобразователями средней скорости потока воды) могут подвергаться контролю метрологических характеристик на месте установки в реальных режимах работы. По крайней мере, зимние и летние расходы, различающиеся в разы, дают возможность проводить контроль (технологию его еще нужно продумать,
прежде чем можно будет называть эту операцию поверкой) в двух точках диапазона измерений.
Схема принятия решений по результатам поверки проста и естественна: сложный канал ИС годен, если признаны годными все его
“простые” каналы. Система в составе годных каналов в целом признается годной.
33
На каждый простой, каждый сложный канал и на систему в целом
составляется протокол поверки и оформляется свидетельство о поверке. Так, на ИС, принадлежащую ООО “Роснефть-Туапсенефтепродукт” и включавшую на момент поверки 15 сложных каналов, было
оформлено 61 свидетельство1.
Обратимся к характеристике погрешности сложного канала – канала измерений количества продукта в резервуаре. Нас, строго говоря, не
интересует предел допускаемой погрешности, поскольку мы не поверяем сложный канал комплексно и нам не нужно использовать это
“браковочное число”. Для нас важно оценить предельную погрешность
определения массы продукта при заданной доверительной
вероятности – практически то, что имеется в виду при оценке составляющей типа “В” неопределенности результата [1]. Рассмотрим случай
полностью автоматического канала, когда автоматически измеряются
и уровень, и средняя плотность. Запишем для массы М продукта в резервуаре:
M  S ( h)  h   .
(1)
Здесь h – значение уровня,  – средняя плотность, S(h) – среднее
значение сечения при уровне h.
Поскольку gh  p (g – ускорение свободного падения, р – значение гидравлического подпора, измеренное дифманометром), то:
M  S ( h) 
p .
g
(2)
Будем исходить из того, что ускорение свободного падения в месте
установки резервуаров известно с достаточной точностью и не вносит
вклада в неопределенность.
Прим. редактора:
К сожалению, предложенный авторами способ оформления результатов поверки
противоречит пункту 1.7 Правил по метрологии ПР 50.2.006-94 “ГСИ. Порядок проведения поверки средств измерений”, согласно которому при признании пригодности средства измерений к применению на него может быть оформлено лишь одно свидетельство
о поверке.
Предложенный авторами способ может быть применён лишь в том случае, если в
Государственном реестре средств измерений зарегистрировать тип каналов измерительных, что позволит оформлять свидетельство о поверке на каждый канал в отдельности (при описании предложенного способа в разделе “Оформление результатов поверки” методики поверки).
В противном случае придётся оформлять свидетельство о поверке на всю систему.
1
34
Стандартная неопределенность по типу “В” с учетом корелляционной независимости составляющих запишется:
2
UM

 p
  S ( h)
 k () 
 U S ( h )   
 U p 
 g
  g

2
(3)
или, в относительных величинах (делим на М обе части (3)):
U M k ()
p max 2 2

( p 
)  S (h)2
2
M
3
p
(4)
Здесь k() – коэффициент охвата для доверительной вероятности ,
р – предел допускаемой приведенной погрешности дифманометра,
S (h) – предел допускаемой погрешности градуировки резервуара.
Интересно то, что при принятом методе измерений средней плотности
практически отсутствует влияние погрешности уровнемера.
И короткое замечание о неопределенности измеренных значений
отпущенной/принятой массы продукта:
(5)
M  M 1  M 2
Обратим внимание на то, что оба значения массы в (5) измерены
“одним и тем же прибором”, так что коэффициент корреляции погрешностей положителен и наверняка заметно больше нуля. Учитывая
вид формулы (5), запишем:
U M  k () U M 12  U M 22  2    U M 1  U M 2
(6)
Здесь  – коэффициент корреляции.
Для нас существенно то, что корреляция погрешностей измерений
масс до отпуска продукта и после окончания отпуска в целом снижает
значение оцененной неопределенности.
Такие расчеты были проделаны для одного из резервуаров терминала ООО “Роснефть-Туапсенефтепродукт”.
При полной емкости 10000 м3 для бензина плотностью 753 кг/м3
начальный уровень был 11200 мм, конечный 3500 мм. Без учета корреляции оцененная неопределенность отпуска составила 8050 кг
или 0,18%, с учетом корреляции 6500 кг или 0,15%. Основной составляющей при оценке коэффициента корреляции считались полностью
коррелированные погрешности дифманометра, тогда как погрешности
градуировки резервуара полагались некоррелированными.
35
Литература
1. Руководство по выражению неопределенности измерений / Пер.
ФГУП “ВНИИМ им. Д.И. Менделеева”. – Санкт-Петербург, 1999.
Авторы
Евдокимов Александр Степанович – заместитель генерального директора
ФГУ “Ростест-Москва”.
Тел. (095) 332-98-56 E-mail: metrology@rostest.ru
Медведев Валерий Афанасьевич – начальник лаборатории ФГУ “РостестМосква”, к.т.н.
Тел. (095) 332-18-72. E-mail: valeryam@rostest.ru
Мурин Петр Николаевич, начальник сектора ФГУ “Ростест-Москва”
Тел. (095) 332-97-01
Россия, 117418, Москва, Нахимовский пр. 31. www.rostest.ru
36
Крысин Ю.М.
К вопросу о характеристиках,
определяющих качество измерений
Практически во всех сферах человеческой деятельности приходится иметь дело с измерениями физических величин и обеспечением их
единства. В связи с этим, установление и внедрение единых понятий,
их определений, качественных и количественных оценок в теории и
практике измерений имеет важное значение для её дальнейшего развития. Между тем в действующих нормативных документах, в современной учебной и технической литературе встречаются неточности, противоречия и разночтения, которые затрудняют правильные толкования
даже основных понятий теории измерений, в частности, до сих пор нет
единого подхода к набору характеристик, определяющих качество измерений и их количественного выражения. Длительное время в соответствии с ГОСТ 16263 [1] качество измерений оценивалось четырьмя
характеристиками:
–правильность измерений;
– точность измерений;
– сходимость измерений;
– воспроизводимость измерений.
Там же были приведены количественные оценки этих характеристик. Однако в последнее время появились нормативные документы и
монографии, в которых либо исключены ряд характеристик [2], либо
предложены дополнительные [3, 4], либо взамен старых характеристик
предложено ввести новые [5]. Кроме того, предлагаются новые определения взамен определений, приведенных в нормативных документах. Относительно характеристики “правильность измерений” в [5],
сказано, что этот показатель “в отечественных нормативных документах до настоящего времени не применялся”, что не соответствует действительности. Этот показатель присутствовал в ГОСТ 16263 [1], но по
неизвестной причине был исключен из РМГ 29-99 [2]. В [1] определение понятия “правильности измерений”, как “характеристика качества
измерений, отражающая близость к нулю систематических погрешностей результата” было по смыслу более четким, чем новое в [2], где
правильность есть “степень близости среднего значения, полученного
на основании большой серии результатов измерений, к принятому
опорному значению”. Несколько выше в [2] дается определение принятого опорного значения, как “среднего значения заданной совокупности результатов измерений”. Из сравнения этих определений получается, что для оценки правильности измерений сравнивается среднее
37
значение результатов измерений само с собой. Отсюда следует,
во-первых, необходимость вернуть показатель “правильность измерений”, так как он является традиционно одним из основных показателей, отражающий отклонение, в виде систематической погрешности,
результата измерений от значения измеряемой величины. Во-вторых,
необходимо вернуться к определению, используемому в [1], как в
большей степени отражающему суть этого показателя.
Относительно введения в [3, 4] характеристики “достоверность измерений”, наряду с использованием показателя “точность измерений”
можно указать следующее. Во-первых, эти два термина “точность” и
“достоверность” являются синонимами. Еще в монографии профессора
Машкова М.Ф. [6] на с. 28 сказано, что точность измерения есть “степень достоверности получаемых числовых значений измеряемой величины”. Во-вторых, приведенное в [3] определение понятия достоверности измерений как “степени доверия к результату измерения”, которая характеризуется “вероятностью того, что истинное значение измеряемой величины находится в указанных пределах”, является одной из
форм количественного выражения точности через доверительный интервал погрешности результата измерений.
Введение термина “повторяемость измерений” в [5] вместо термина “сходимость измерений” с сохранением определения понятия, как
характеристики качества измерений, отражающей близость друг к другу результатов измерений, выполняемых в одинаковых условиях, можно признать оправданным, так как термин “повторяемость” более четко и точно определяет данное свойство измерений. Однако приведенное в [5] определение понятия “повторяемости – как прецизионность в
условиях повторяемости” вряд ли можно считать удачным, так как в
нём понятие определяется через самого себя, а не через другие понятия, то есть не является дискриптивным.
В [5] наряду с понятием “точность” и “правильность измерений”
предлагается ввести новый параметр “прецизионность измерений”,
который, по мнению автора, является общим “термином для выражения изменчивости повторяющихся измерений”, и “вычисляется как
стандартное отклонение результатов измерений”. Таким образом, в [5]
параметр точность предлагается представить виде суммы двух параметров: правильности, которая зависит от систематических погрешностей и прецизионности, которая зависит только от случайных погрешностей. Хотелось бы напомнить, что в ранних работах [7–9] в качестве
таких показателей использовались правильность и точность. В классическом труде [7] профессора Маликова М.Ф. сказано: “наличие систематических погрешностей определяет правильность измерений” и там
же ниже: “наличие случайных погрешностей определяет точность из38
мерений”. В монографии [8] Соловьева Н.Н. написано: “в метрологии
под точностью понимается только степень совпадения результатов
многократных измерений, степень же приближения к истинному значению измеряемой величины характеризуется понятием правильность
измерений”. В монографии [9] Нестеренко А.Д. указывается: “правильность схемы характеризуется систематическими погрешностями
её показаний. … Точность определяется случайными погрешностями”.
Однако уже в ГОСТ 16263 [1] точность количественно определяется
через обратную величину модуля относительной погрешности, то есть
через суммарное отклонение результата измерений от истинного значения, вызванного как случайными, так и систематическими погрешностями.
Исходя из вышесказанного, есть необходимость вынести на обсуждение затронутые в докладе вопросы, с целью выработки единых подходов и определений.
Литература
1. ГОСТ 16263-70. Метрология. Термины и определения
2. РМГ 29-99. Метрология. Основные термины и определения
3. Сергеев А.Г., Крохин В.В. Метрология: Учебное пособие для
ВУЗов. – М.: Логос, 2000.
4. Сергеев А.Г., Латышев М.В., Терен В.В. Метрология, стандартизация, сертификация: Учебное пособие для ВУЗов. – М.: Логос, 2001.
5. ГОСТ Р ИСО 5725-1-2002. Точность (правильность и прецизионность) методов и результатов измерений
6. Маликов М.Ф. Точные измерения. – Л.-М.: Стандартгиз. 1935.
7. Маликов М.Ф. Основы метрологии – М.: Трудрезервиздат. 1949.
8. Соловьев Н.Н. Измерительная техника в проводной связи. Ч.1.
Общие вопросы измерений. – М.: Связь, 1968.
9. Нестеренко А.Д. Основы расчета электроизмерительных схем
уравновешивания. – Киев: Изд-во АН УССР, 1960.
Автор
Крысин Юрий Михайлович – зам. зав. кафедрой “Информационноизмерительная техника” Пензенского государственного университета, к.т.н.,
проф.
Россия, 440026, г.Пенза, ул. Красная 40.
Тел. (841-2) 36-82-22
E-mail: iit@diamond.stup.ac.ru
39
2. ОПЫТ ПРИМЕНЕНИЯ И МЕТРОЛОГИЧЕСКОГО
ОБСЛУЖИВАНИЯ ИС
Котельников Е.В., Коровкин Р.В.
Измерения нагрузочных характеристик
и режимов работы вторичных цепей
учета электроэнергии в условиях эксплуатации
на московской железной дороге
В настоящее время большая часть измерительных трансформаторов
тока (ТТ), применяемых в цепях учета электроэнергии на тяговых подстанциях Московской железной дороги (МЖД) выработала свой ресурс. Поэтому была произведена практически полная замена индукционных счетчиков электроэнергии на микропроцессорные, которым в
настоящее время отдаётся предпочтение. Отличительной особенностью микропроцессорных счетчиков является высокая чувствительность (2 – 5 мА).
Расчеты по утвержденным методикам показали, что при коэффициенте мощности 0,8 нагрузки, ряд установленных на тяговых подстанциях ТТ не удовлетворяет техническим требованиям к цепям учета
электроэнергии. Кроме того, на точность измерений существенно влияют всевозможные наводки в токовых цепях.
Поэтому, при модернизации АСКУЭ на МЖД было принято решение заменить старые ТТ на новые, повышенного класса точности (0,2S) и выполнить вторичные цепи учета электроэнергии (как токовые цепи, так и цепи напряжения) экранированными проводами,
снижающими влияние наводок в цепях.
Вместе с тем эти технические решения являются весьма дорогостоящими, поскольку требуют значительных трудозатрат, расхода материально технических ресурсов и перерыва в электроснабжении потребителей. Причем их использование было принято без должного технико-экономического обоснования научных исследований и сравнения
возможных методов решения этих проблем.
Именно эти задачи являются одной из основных функций подразделений Федерального Агентства по техническому регулированию и
метрологии, как независимого эксперта в области производства сложных и точных электрических измерений в условиях эксплуатации.
Только результаты измерений Федерального Агентства по техническому регулированию и метрологии позволяют сделать официально
признаваемое заключение о метрологических характеристиках цепей
учета электроэнергии как при номинальных параметрах, так и в кон40
кретных условиях эксплуатации и, таким образом, сделать правильное
заключение об их пригодности для коммерческих целей. Также Федеральное агентство по техническому регулированию и метрологии имеет исключительное право на метрологическую экспертизу проектных
решений.
Настоящая работа посвящена изучению напряжений, индуцированных во вторичных цепях учета электроэнергии и их влиянию на метрологические характеристики цепей учета электроэнергии, а также
коэффициента мощности нагрузки токовых цепей учета электроэнергии, использующихся на тяговых подстанциях МЖД в цепях с изолированной нейтралью. При этом изучены основные схемы подключения
двухэлементных счетчиков в условиях эксплуатации и особенности
поверки ТТ при фактической нагрузке.
В результате работы получены не только эксплуатационные характеристики цепей учета электроэнергии, но и разработаны рекомендации по проведению измерений метрологических характеристик токовых цепей учета электроэнергии при фактической нагрузке, а также
предложены рекомендации по подключению двухэлементных счетчиков электроэнергии в сетях с изолированной нейтралью, стабилизирующие метрологические характеристики токовых цепей учета и позволяющие выполнить поверку ТТ при фактической нагрузке с помощью
оборудования, имеющегося в распоряжении метрологических служб.
Как правило, на тяговых подстанциях постоянного тока, общее количество которых составляет 149 из 159, учет электроэнергии установлен на стороне средних и низких напряжений понижающих трансформаторов (6, 10, 35 кВ). Эти элементы схемы тяговых подстанций относятся к классу цепей с изолированной нейтралью. Также к этому классу за редким исключением относятся схемы собственных нужд подстанции, на которых смонтированы счетчики ТСН, СЦБ а также железнодорожных нетяговых потребителей и ряда субабонентов железной дороги, питающихся от сетей, напряжением ниже 1000 В. Учет по
стороне высоких напряжений (110 кВ) в настоящее время внедрен в
коммерческую эксплуатацию лишь на тяговой подстанции Домодедово. В связи с этим, для учета электроэнергии на тяговых подстанциях
постоянного тока наиболее широкое применение нашла схема Арона.
Стандартная схема подключения двухэлементных счетчиков приведена на рис. 1. При её использовании для подключения счетчиков
к ТТ используются три провода. Также три провода используется для
подключения цепей напряжения. Таким образом, при подключении
счетчика к измерительным трансформаторам, используется 6 проводов.
41
Рис. 1. Типовая схема включения счётчика по схеме Арона
Особенность стандартной схемы подключения заключается в том,
что по общему проводу протекает ток фазы В. То есть, при симметричной нагрузке, ток в общем проводе равен току фазы ТТ, а фазовый
угол между токами в соединительных кабелях составляет 120. При
этом эквивалентная пассивная нагрузка ТТ принимает комплексные
значения, даже если пренебречь реактивным сопротивлением соединительных проводов, и в общем случае зависит от соотношения между
токами в фазах. Далее эта схема будет упоминаться как схема 1.
В ряде случаев имеет место разновидность стандартной схемы (рис.2), встречающейся в эксплуатации, если в ходе монтажных
работ заземляются разноименные клеммы вторичных обмоток ТТ,
установленных на разных фазах. При этом, в общем проводе протекает
ток в 1,73 раза больший, чем ток ТТ при симметричной нагрузке, а
фазовый угол составляет не 120, а 150. Также как и в первом случае,
эквивалентная пассивная нагрузка ТТ принимает комплексные значения, даже если пренебречь реактивным сопротивлением соединительных проводов, и в общем случае зависит от соотношения между токами в фазах. Далее эта схема будет упоминаться как схема 2.
Для учета электроэнергии в цепях до 1000 В с помощью двухэлементных счетчиков, в ряде случаев применяется схема (рис. 3), при
которой подключение каждого из ТТ выполняется двумя отдельными
проводами, а для подключения цепей напряжения к шинам используются токовые цепи и один дополнительный провод для необорудован42
ной ТТ фазы. Таким образом, для подключения счетчика учета электроэнергии используется 5 проводов.
Рис. 2. Схема включения счётчика по схеме Арона
при исправлении ошибки в монтаже на этапе пусконаладочных работ
Рис. 3. Часто встречающийся вариант присоединения счётчиков
по схеме Арона в сетях до 1000 В.
43
Эта схема не соответствует требованиям ПУЭ, поскольку при ее
использовании невозможно заземление одной из клемм каждого из ТТ.
Кроме того, имеют место дополнительные потери в цепях напряжения
трансформатора. Однако нагрузка ТТ, если пренебречь реактивным
сопротивлением соединительных проводов является чисто активной и
значение сопротивления подключенного к ТТ не зависит от соотношения токов в фазах. В силу несоответствия требованиям ПУЭ. Далее эта
схема рассматриваться не будет.
Также для учета электроэнергии в сетях с изолированной нейтралью используются и трехэлементные счетчики отечественного производства (рис. 4). При этом также используется шестипроводная схема
подключения, практически идентичная схеме 1 и имеющая все её достоинства и недостатки. Следует отметить, что при использовании
этой схемы её вариант в виде схемы 2 невозможен. Далее эта схема
будет упоминаться как схема 3. При этом с точки зрения нагрузки ТТ,
если пренебречь сопротивлением счетчика, эта схема ничем не отличается от схемы 1.
Рис. 4. Стандартная схема включения трехэлементного счётчика
по схеме Арона
На большинстве тяговых подстанций Мытищинской дистанции
электроснабжения для учета расхода электроэнергии в цепях с изолированной нейтралью используются трехэлементные счетчики ЕвроАльфа (EA05RLP1B4). Эти счетчики отличаются от отечественных
расширенным диапазоном допустимых напряжений. Поэтому они под44
ключены к измерительным ТТ по схеме, приведенной на рис. 5. На
схеме 5 перемычка между фазами 2 и 5 клеммами счетчика не несет
метрологическую нагрузку и необходима для устранения сигнализации о потере фазы напряжения и соответствующей отметки в журнале
событий. При такой схеме включения трехэлементный счетчик работает аналогично двухэлементному и, поэтому допускает применение
схемы, аналогичной схеме 2.
Рис. 5. Схема включения трёхэлементного счётчика ЕвроАльфа
по схеме Арона
Таким образом, чтобы получить исчерпывающее представление о
нагрузочных характеристиках токовых цепей, достаточно исследовать
схему 1 и схему 2.
Микропроцессорные счетчики являются неотъемлемым элементом
цепи учета электроэнергии. При этом в технической документации
отсутствуют сведения о параметрах токовых цепей счетчиков. Поэтому эксплуатационные характеристики сопротивления токовых цепей
этих счетчиков представляют определенный интерес.
На тяговых подстанциях МЖД получили широкое распространение
следующие микропроцессорные счетчики: Альфа, Альфа-Плюс, ЕвроАльфа, СЭТ. Кроме того, в сетевых районах МЖД в настоящее время массово устанавливаются счетчики ПСЧ.
Результаты измерений сопротивления токовых цепей счетчиков по
постоянному и переменному току приведены в таблице 1.
45
Таблица 1
Тип
счетчика
EA10RL
P3С3
A1R-30LC4T
СЭТ4ТМ01.0
ПСЧ4ТМ05.04
№
счетчика
R
Фаза А
Ra
Ri
R
Фаза В
Ra
Ri
R
Фаза С
Ra
Ri
01081062
<0,01
<0,001
<0,001
-
-
-
<0,01
<0,001
<0,001
01021812
<0,01
<0,001
<0,001
-
-
-
<0,01
<0,001
<0,001
0000777
<0,01
<0,001
<0,001
<0,01
<0,001
<0,001
<0,01
<0,001
<0,001
<0,01
<0,001
<0,001
<0,01
<0,001
<0,001
<0,01
<0,001
<0,001
Обозначения:
R – сопротивление токовых цепей счетчика постоянному току, Ом
Ra – активное сопротивление токовых цепей счетчика переменному току, Ом
Ri – индуктивное сопротивление токовых цепей счетчика переменному току, Ом
Cледует также отметить, что конструктивное выполнение фазы токовых цепей счетчиков Альфа и Альфа-Плюс не зависит от класса
точности, типа и номинального тока счетчика.
Анализ результатов показывает, что сопротивление токовых цепей
электронных счетчиков пренебрежимо мало, не зависит от типа счетчика в пределах точности измерений и может не учитываться при проектных расчетах и дальнейших исследованиях.
В отличие от предыдущей редакции, ГОСТ 8.217-2003 [1] содержит
положение, позволяющее проводить поверку измерительных ТТ при
фактической нагрузке (п. 5.4). В частности, это допустимо при отсутствии нагрузочного устройства, сопротивление которого определено с
погрешностью, не превышающей ± 4 %.
Однако это положение содержит существенное противоречие. Действительно, в практике поверки достаточно часто встречается ситуация, когда при фактической нагрузке ТТ имеет удовлетворяющие нормативным требованиям метрологические характеристики, тогда как
при номинальной нагрузке они выходят за допустимые пределы. При
близком расположении счетчика и ТТ, когда сопротивление нагрузки
мало, возможно и обратное – ТТ, имеющий приемлемые метрологические характеристики при номинальной нагрузке, не обеспечивает требуемый класс точности в конкретных условиях эксплуатации.
Поэтому, правильнее было бы поверять ТТ в заводских условиях
при номинальной нагрузке, а в условиях эксплуатации – при фактической. Это позволило бы устранить имеющиеся в вышеупомянутом
стандарте противоречия и гарантировать необходимую точность измерений потребляемой электроэнергии на конкретном присоединении.
При этом на поверителя целесообразно возложить также право пломбировки токовых цепей, что позволит осуществлять поверку без привлечения инспекторов Энергосбыта, причем, для безусловного соблюдения положений закона “Об обеспечении единства измерений” [2],
это право целесообразно сделать исключительным.
46
В настоящее время для поверки ТТ и измерения параметров цепей
вторичных нагрузок наиболее широко в практике поверки используется приборы сравнения КТ-01, КНТ-03 производства ООО “ТМЕ”,
г. Екатеринбург.
Принципиальной особенностью этих средств измерений является
измерений метрологических характеристик ТТ лишь в одной фазе.
Рассмотрим возможность ее применения для поверки ТТ, подключаемых к счетчику по схеме Арона (схема 1) в условиях эксплуатации
при фактической нагрузке.
Известно, что эквивалентная пассивная нагрузка ТТ при типовой
трехпроводной схеме его подключения является комплексной величиной, значения как активной, так и реактивной составляющей которой
зависят от соотношения нагрузок фаз, в которых установлены ТТ.
Таким образом, при выборе эквивалентной нагрузки ТТ в этом случае для каждого присоединения необходимо определить:
– взаимное отклонение токов как по модулю, так и по фазе.
– тестовое значение сопротивления исходя из этих отклонений,
– подобрать соответствующее сопротивление, которое отличается
от тестового не более, чем на 4 % как по активной, так и по реактивной его составляющей.
Очевидно, что решение этих вспомогательных задач по трудоемкости и времени значительно превышает трудоемкость поверки при номинальной нагрузке, что позволяет сделать вывод, о недостаточной
применимости этой установки для поверки ТТ, входящих в состав узла
учета электроэнергии, использующего схему Арона при типовом трехпроводном (схема 1) их подключении к счетчику, при фактической
нагрузке.
Аналогичная проблема возникает и при определении параметров
токовых цепей (S, cos(), Z).
Следует отметить, что наличие трехфазного блока сравнения не
намного бы упростило упомянутую проблему, поскольку в этом также
необходимо было бы определять:
– взаимное отклонение токов как по модулю, так и по фазе;
– тестовое значение токов плеч питания, исходя из этих отклонений.
Таким образом, на основании проведенного анализа можно утверждать, что при использующихся в настоящее время трехпроводных
схемах подключения ТТ к счетчикам учета электроэнергии, реализующих схему Арона в сетях с изолированной нейтралью, производить
поверку ТТ при фактической нагрузке и измерять параметры вторичных цепей с практической точки зрения не представляется возможным.
47
Выше показано, что подключение счетчиков учета электроэнергии
к ТТ по схеме Арона с использованием типовой трехпроводной схемы
имеет следующие существенные недостатки:
– нагрузочные характеристики токовых цепей как по сопротивлению, так и по коэффициенту мощности зависят от соотношения токов
в фазах, оборудованных ТТ;
– схема 2, образуемая из типовой схемы 1, в результате монтажной
ошибки подключения вторичных кабелей к измерительным обмоткам
ТТ и её исправления в процессе наладки без отключения потребителей, обладает значительно большим эквивалентным сопротивлением;
– близкий к минимально-расчетному (cos=0,8) коэффициент мощности, что ухудшает метрологические характеристики ТТ;
– существенные отличия нагрузочных характеристик токовых цепей от расчетных;
– недопустимая сложность поверки ТТ при фактической нагрузке,
практически исключающая её применение.
Поэтому совершенствование способов подключения счетчиков,
позволяющее устранить перечисленные недостатки, является актуальной задачей с практической точки зрения.
Эти проблемы могут быть устранены путем подключения счетчиков к ТТ по четырехпроводной схеме 6.
При этом по проводам, соединяющим счетчик с соответствующим ТТ, протекает только ток этого ТТ, что обеспечивает:
– стабильность нагрузочных характеристик токовых цепей и независимость их от тока других фаз.
– невозможность ухудшения нагрузочных характеристик на этапе
пусконаладочных работ, аналогичного переходу со схемы 1 на схему 2.
– возможность поверки ТТ при фактической нагрузке с использованием существующего измерительного оборудования и стандартных
схем его включения приведенных в инструкции по эксплуатации на
эти устройства. Это в ряде случаев позволит продлить срок службы
действующего оборудования.
Применение предлагаемой схемы является ограниченным. Так её
невозможно использовать при подключении по схеме Арона трехэлементных счетчиков с номинальным напряжением 100 В.
Вместе с тем она применима при подключении по этой схеме
трехэлементных электронных счетчиков ЕвроАльфа, поскольку эти
48
счетчики допускают подачу на фазу счетчика линейного напряжения с
ТН.
Рис. 6. Четырехпроводная схема подключения счётчиков к ТТ
по схеме Арона
Недостаток предлагаемой схемы, заключающийся в необходимости
использовать дополнительный провод, применительно к тяговым подстанциям МЖД является кажущимся, поскольку токовые цепи учета
электроэнергии на них выполнены кабелями, имеющими не менее 4-х
жил по крайней мере от клеммника, расположенного в непосредственной близости от ТТ до испытательной коробки счетчика.
Таким образом, внедрение предлагаемой схемы не потребует дополнительных затрат, за исключением участка кабеля от этого клеммника или заменяющей его испытательной коробки до ТТ в случаях,
когда резервная жила при монтаже была обрезана.
Проведение измерения на тяговых подстанциях МЖД и в лабораторных условиях, изучение схем учёта электроэнергии в сетях с изолированной нейтралью, методов проведения проверки ТТ в условиях
эксплуатации, и регламентирующих её нормативных документов, а
также последующий их анализ позволил сделать следующие основные
выводы:
1. Применяемые на МЖД узлы учёта электроэнергии в подавляющем числе случаев используют схему Арона с подключением счётчи49
ков к измерительным ТТ с помощью 3-х проводов. Сопротивление и
коэффициент мощности цепи нагрузки ТТ изменяются и существенно
зависят от соотношения действующих значений токов в ТТ, установленных на разных фазах присоединения и угла сдвига фаз между ними.
Кроме того, при ошибках в монтаже и исправлении их непосредственно на счётчике без отключения нагрузки, возможно значительное увеличение эквивалентного пассивного сопротивления этих цепей по
сравнению с расчётным его значением, использующимся при проектировании.
2. Трёхпроводное подключение ТТ к счётчику учёта электроэнергии не позволяет производить поверку ТТ при фактической нагрузке в
условиях эксплуатации.
3. Сопротивление токовых цепей электронных счётчиков электроэнергии, использующихся на МЖД, пренебрежимо мало по сравнению
с сопротивлением соединительных проводов.
4. Предложено использовать четырёхпроводное подключение двухэлементных счётчиков к измерительным ТТ. Использование этой схемы позволяет устранить обусловленную этим фактором нестабильность нагрузки ТТ и обеспечить практически равный единице её коэффициент мощности. По этой схеме можно подключать также
трёхэлементные счётчики ЕвроАльфа. Её применение позволяет проводить поверку измерительных ТТ при фактической нагрузке в условиях эксплуатации.
5. Наводки во вторичных цепях ТТ, обусловленные влиянием силовых цепей, незначительны. Возникающие при этом токи не превышают порога чувствительности счётчика ЕвроАльфа. Поэтому выполнение подключения счётчиков учёта электроэнергии к ТТ экранированными кабелями нецелесообразно.
Литература
1. ГОСТ 8.217-2003 ГСИ. Трансформаторы тока. Методика поверки
2. Закон РФ №4871–1 “Об обеспечении единства измерений” от 23
апреля 1993 г.
Авторы
Котельников Евгений Владимирович, начальник лаборатории №447, ФГУ
“Ростест-Москва”
Тел. 332-97-32, факс. 332-97-32
E-mail: evgenivk@rostest.ru
Коровкин Роман Владимирович, инженер ФГУ “Ростест-Москва”
Россия, 117418, Москва, Нахимовский пр-т, 31
www.rostest.ru
Тел. 332-97-32, факс. 332-97-32
50
E-mail: evgenivk@rostest.ru
Россия, 117418, Москва, Нахимовский пр-т, 31
51
www.rostest.ru
Захаров В.А.
О погрешности измерений
активной электрической энергии
в симметричных трёхфазных электрических сетях
Для измерений активной электрической энергии в трехфазных
электрических сетях могут использоваться [1] две схемы включения
счетчиков электрической энергии:
– “двухэлементная” – для измерений в 3-х проводных сетях с изолированной нейтралью;
– “трехэлементная” – для измерений в 4-х проводных сетях с эффективно заземленной нейтралью.
В частности, согласно [2] при новом строительстве энергообъектов
в сетях с заземленной нейтралью обязательно использование
“трехэлементной” схемы включения счетчика с установкой измерительных трансформаторов тока во всех 3-х фазах сети.
Вместе с тем, согласно [3, 4] “двухэлементная” схема включения
счетчика также применима для измерений электрической энергии как
в случае симметричной, так и в случае несимметричной трехфазной
3-х проводной сети.
В настоящей работе проведен анализ погрешности измерений электрической энергии для “трехэлементной” и “двухэлементной” трансформаторных схем включения счетчика в симметричной трехфазной
электрической сети. Показано, что в отличие от “трехэлементной”
“двухэлементная” схема измерений характеризуется несколько большими значениями погрешности измерений.
1. Рассмотрим измерение электрической энергии и мощности в 3-х
фазной электрической сети с эффективно заземленной нейтралью
(“трехэлементная” схема измерений). Погрешностью измерений, вносимой непосредственно счетчиком электрической энергии, будем пренебрегать по сравнению с погрешностями, вносимыми измерительными трансформаторами тока (ТТ) и трансформаторами напряжения (ТН), входящими в схему измерений. Рассуждения будем проводить для электрической мощности, учитывая, что полученные оценки
погрешности измерений мощности в указанном приближении совпадают с оценками погрешности измерений электрической энергии, которая измеряется в счетчике путем интегрирования во времени измеренного значения мощности.
Каждый элемент счетчика формирует сигнал, пропорциональный
активной мощности, потребляемой в соответствующей фазе сети.
52
В частности, для фазы А действительное значение активной мощности РА можно записать в виде:
РА = IA  UA  cosА,
(1)
где IA, UA и cosА – соответственно действующее значение тока и
напряжения и коэффициент мощности для фазы А. Аналогичным образом записываются и действительные значения мощности для фазы
В – РВ и фазы С – РС рассматриваемой электрической сети.
Действительное значение полной мощности Р  в сети, очевидно,
равно сумме указанных мощностей
Р = РА + РВ + РС.
(2)
При учете погрешностей, вносимых входящими в схему измерений
измерительными трансформаторами тока (ТТ) и напряжения (ТН), измеренное значение активной электрической мощности отличается от
действительного и составляет в фазах А, В и С соответственно РА’, РВ’
и РС’. Соответственно отличается от Р и полная измеренная мощность Р’.
Относительная погрешность измерений электрической мощности Р зависит от метрологических характеристик используемых измерительных трансформаторов и, например, для фазы А исходя из соотношения (1) может быть записана в виде
РА = iA + uA – 0,0291  (UA – IA)  tgА+ линА, %.
(3)
Здесь iA – фактическое значение относительной погрешности измерений действующего значения тока в фазе А, %; uA – фактическое
значение относительной погрешности измерений действующего значения напряжения в фазе А, %; iA и uA – фактические значения угловой погрешности соответственно ТТ и ТН, угл. мин.; линА – фактическое значение относительной погрешности из-за потери напряжения
фазы А в линии присоединения счетчика к ТН.
При замене индекса “А” в (3) на “В” или “С” из соотношения (3)
легко получить соответствующие выражения для относительной погрешности измерения электрической мощности в фазах В и С.
Соотношение (3) записано для фактических значений составляющих погрешности результата измерений, которые, вообще говоря, не
известны. Если исходить из пределов допускаемых значений составляющих погрешности, нормированных в паспортах на ТТ и ТН, и считать эти составляющие погрешности статистически независимыми, то
для доверительной вероятности Р=0,95 пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности А в фазе А можно записать в виде
53


А  1,1 2IА  U2 А  0,02912  U2 А  2IА  tg2А  2Л .
(4)
Здесь IA – пределы допускаемой токовой погрешности ТТ, установленного в фазе А, %; UA – пределы допускаемой погрешности
напряжения для ТН, установленного в фазе А, %; UA и IA – пределы
допускаемой угловой погрешности для ТН и ТТ соответственно, угл.
мин.; Л = 0,25 % – предел допускаемой относительной погрешности
из-за потери напряжения в линии присоединения счетчика к ТН.
Пределы допускаемой погрешности измерений полной активной
мощности, соответствующий доверительной вероятности Р=0,95, в
соответствии с (2) могут быть записаны в виде
2
2
2
P 
P 
P 
     А    2А   B    2B   C   C2 .
 P 
 P 
 P 
(5)
Для рассматриваемой нами симметричной электрической сети ТТ
и ТН, установленные в фазах А, В и С, имеют один и тот же класс точности, т.е. одни и те же значения пределов допускаемых амплитудных
и угловых погрешностей. В этом случае погрешность измерений полной активной мощности в 3-х фазной сети с помощью “трехэлементной” схемы может быть записана в виде
3      K 

(6)

где    1,1 U2   2I  0,0291 2  U2   2I  tg2   2Л : К – численный коэффициент, не зависящий в симметричном случае от значений
измеряемых
мощностей
в
фазах
А,
В
и
С,
РА2  РВ2  РС2
1
; I и U – амплитудные погрешности соот3
ветственно ТТ и ТН, используемых в схеме измерений; I и U – угловые погрешности указанных трансформаторов;  = А = В =С.
K 
P

Следует заметить, что представленное в (6) значение  в рассматриваемом нами приближении совпадает с аналогичным соотношением,
представленным в таблице 4 работы [6], определяющим нормативное
значение погрешности измерения электрической энергии в трехфазной
электрической сети. Как видно из (6), нормативное значение погрешности в 1/К раз больше значения погрешности, имеющей место в
симметричной трехфазной электрической сети для “трехэлементной”
схемы измерений. Уменьшение погрешности 3 по сравнению с 
объясняется использованным при выводе (6) предположением о полной симметрии рассматриваемой схемы измерений, для которой имеет
54
место частичная компенсация погрешностей измерения мощности в
фазах А, В и С в погрешности измерений полной мощности Р.
2. Рассмотрим теперь измерение электрической энергии и мощности в 3-х проводной трехфазной электрической сети с изолированной
нейтралью (“двухэлементная” схема измерений). Будем полагать, что
на обмотку напряжения первого элемента счетчика с помощью ТН
подано линейное напряжение, пропорциональное напряжению, действующему между фазами А и В, а через токовую обмотку этого элемента с помощью ТТ пропускается ток, значение которого пропорционально току фазы А. Соответственно, на обмотку напряжения второго
элемента счетчика подано линейное напряжение, пропорциональное
напряжению, действующему между фазами С и В, а через токовую
обмотку этого элемента пропускается ток, значение которого пропорционально току фазы С.
В таком случае действительное значение мощности Р1 и мощности Р2 в симметричной трехфазной цепи, измеряемой соответственно
первым и вторым элементом счетчика, равно [1]
Р1 = UАВ  IA  cos (+30), Р2 = UСВ  IС  cos(–30). (7)
Здесь UАВ и UСВ – действующие значения напряжения между фазами А и В, С и В соответственно; IA и IС – действующие значения тока в
фазах А и С соответственно.
Действительное значение полной мощности Р, измеряемой в
трехфазной сети с помощью “двухэлементной” схемы в этом случае
равно
Р2 = Р1 + Р1 = 3  Uф  Iф  cos,
(8)
где Uф и Iф – соответственно действующие значения фазного
напряжения и тока в рассматриваемой сети (Uф = UА, Iф = IА, UАВ =
UСВ = Uф  3 ).
При учете погрешностей ТТ и ТН, вносимых входящими в схему
измерений, измеренные значения указанных мощностей отличаются от
действительных и соответственно равны Р1’, P2’ и P’. С точностью до
первых степеней составляющих погрешности относительные погрешности измерения мощностей Р1 и Р2 могут быть записаны в виде [5]
Р1  uAB + iA – 0,0291  (uAB – iA)  tg( + 30) + линАВ,
Р2  uCB + iC – 0,0291  (uCB – iC)  tg( – 30) + линСВ,
(9)
где uAB и uСB – относительные погрешности измерений линейного
напряжения между фазами А и В и фазами С и В соответственно, %;
uAB и uCB – фактические значения угловых погрешностей ТН,
угл. мин.; iA и iC – фактические значения угловых погрешностей ТТ,
55
угл. мин.; линАВ и линСВ – фактическое значение относительной погрешности из-за потери напряжения UАВ и UСВ в линии присоединения
счетчика к ТН.
Соотношения (9) записаны для фактических значений составляющих погрешности результата измерений, которые, вообще говоря, неизвестны. Если исходить из пределов допускаемых значений составляющих погрешности, нормированных в паспортах на ТТ и ТН, и считать эти составляющие погрешности статистически независимыми, то
для доверительной вероятности Р=0,95 пределы допускаемой относительной погрешности измерений мощности 1 и 2 для первого и второго элемента счетчика соответственно можно записать в виде

 0,0291  
 

   tg   30   
1  1,1 U2  2I  0,02912  U2  2I  tg2   30  2Л
2
2
2
2

2
(10)
2  1,1 U2  2I
U
I
Л ,
Пределы допускаемой погрешности измерений полной активной
мощности, соответствующие доверительной вероятности Р = 0,95,
в соответствии с (8) могут быть записаны в виде
2
2 
2
 P 
 P 
   1   12   2   22 .
 P2  
 P2  
(11)
Как видно из (6) и (11), пределы допускаемой погрешности измерений “двухэлементной” схемы, вообще говоря, не совпадают с пределами допускаемой погрешности “трехэлементной” схемы.
3. Численные значения модулей погрешностей , 2 и 3 для
разных значений угла , рассчитанные из (6) и (11) для случая, когда
ТТ и ТН имеют класс точности 0,5, представлены в таблице для трех
относительных значений измеряемого тока I/Iном, где Iном – номинальное значение измеряемого тока для используемого ТТ.
Таблица
,

0
10
20
30
40
50
60
70
80
85
3,
%
2,
%
I/Iном = 0,05
1,02
1,72
1,06
1,90
1,19
2,13
1,41
2,41
1,75
2,79
2,27
3,33
3,12
4,07
4,79
5,85
9,72
10,78
19,50
20,61
,
%
1,76
1,84
2,06
2,45
3,04
3,93
5,41
8,30
16,83
33,78
3,
%
2,
,
%
%
I/Iном = 0 ,20
0,59
0,97
1,03
0,62
0,99
1,07
0,68
1,06
1,18
0,79
1,19
1,37
0,97
1,39
1,68
1,24
1,72
2,14
1,68
2,21
2,92
2,57
3,41
4,45
5,20
6,82
9,00
10,42
13,65
18,05
56
3,
%
0,48
0,49
0,53
0,61
0,73
0,93
1,25
1,89
3,81
7,63
2,
%
I/Iном = 1,0
0,75
0,77
0,82
0,91
1,05
1,29
1,65
2,54
5,06
10,12
,
%
0,83
0,85
0,93
1,06
1,27
1,60
2,16
3,28
6,60
13,22
Из представленных в таблице данных видно, что “трехэлементная”
схема измерений характеризуется более низкими значениями погрешности. Для всех значений углов  и измеряемых токов значения предельной погрешности 3 для “трехэлементной” схемы измерений заметно меньше нормативной погрешности и погрешности “двухэлементной” схемы. Для “двухэлементной” схемы измерений отмеченный
выше эффект частичной компенсации погрешностей измерений отдельных элементов схемы меньше, поэтому погрешность 2 в целом
несколько меньше, чем , и превышает значения 3.
Литература
1. Попов В.С. Электрические измерения. – Л.: Энергия, 1974.
2. Автоматизированные информационно-измерительные системы
коммерческого электрической энергии (мощности) субъекта ОРЭ.
Технические требования. Приложение № 11.1 к Договору о присоединении к торговой системе оптового рынка. Утверждено решением
Наблюдательного совета НП «АТС» № 42 от 27.02.04.
3. Арутюнов В.О. Электрические измерительные приборы и измерения. – М.-Л.: Энергоиздат , 1958.
4. Поливанов К.М. Линейные электрические цепи с сосредоточенными постоянными. – М.: Энергия, 1972.
5. Алексеев А.А., Костин С.Н., Молчан О.Д. Погрешность измерений активной электрической энергии при различных схемах измерений// Доклады 4-й НПК “Метрология электрических измерений в электроэнергетике” – М.: Изд-во НЦ “ЭНАС”, 2004.
6. РД 153-34.0-11.209-99 Рекомендации. Автоматизированные системы контроля и учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности.
Автор
Захаров Владимир Алексеевич, зав. лаборатории метрологии информационно-измерительных систем ФГУП “УНИИМ”, к.ф.-м.н.
Россия, 620219, г. Екатеринбург, ул. Красноармейская,4 www.uniim.ru
Тел/факс (343) 350-24-44
E-mail: zakharov@uniim.ru
57
Миронюк Н.Е.
Метрологические задачи измерений электроэнергии
для предприятий участников оптового рынка
При коммерческом учёте электроэнергии, как товарной продукции,
в условиях оптового рынка возрастает роль закона РФ “Об обеспечении единства измерений”. Следствием этого является то, что многие
участники оптового и розничного рынков электроэнергии в установленном порядке разрабатывают, аттестуют и внедряют на своих энергообъектах методики выполнения измерений (МВИ) электроэнергии
на основе типовых МВИ [1, 2]. В методиках заложен вероятностный
подход при оценке доверительных границ неисключённой систематической погрешности (ГНСП) [3] измерительных каналов (ИК) автоматизированных информационно-измерительных систем (АИИС), представляющих собой совокупность средств измерений (СИ).
В МВИ границы неисключённой систематической погрешности ИК
принято рассчитывать с доверительной вероятностью 0,95. Это означает, что в пяти вариантах из ста возможно, что фактические погрешности (ФП) измерений электроэнергии ИК превысят значения (неблагоприятные случаи) ГНСП. Если сюда добавить нарушение закона
равномерного распределения ФП СИ ИК (в действительности это распределение может отличаться от равномерного), а также влияние на
погрешности ИК первичных режимных параметров и др. факторов, то
количество неблагоприятных случаев может только возрасти. В результате некоторые участники рынка электроэнергии несут убытки изза неучтённых “потерь” электроэнергии.
Рассмотрим это на примерах с объектами, отличающимися вариантами комбинации ИК с различными метрологическими характеристиками и режимными первичными параметрами, в частности, коэффициентом мощности сети. Объекты объединены в электроэнергетическую
систему, состоящую, например, из пяти подстанций. На каждой из них
имеется ИКА, ИКВ для измерений отпущенной и соответственно израсходованной электроэнергий на собственные нужды (рис. 1). Поступившую электроэнергию WП на любой объект контролируют по показаниям ближайших соседних. ИКА (например, для объекта 1 – по ИКА
на объекте 5) Границы неисключённой систематической погрешности
для всех ИК одинаковы и имеют значение  0,94 %. Направление передачи активной электроэнергии показано стрелками. Реактивная
электроэнергия может передаваться в обоих направлениях. Коэффициент мощности в сети составляет 0,93–0,94. Для каждого объекта требуется 10000 кВтч электроэнергии на собственные нужды.
58
Рис. 1. Энергообъекты
На объекте 4 имеется дополнительный источник, вырабатывающий
50000 кВтч электроэнергии в сутки. Разница между поступившей и
израсходованной электроэнергией отпускается следующему объекту.
По показаниям ИКА между собственниками объектов осуществляется
коммерческий расчёт. Никаких дополнительных потерь электроэнергии ни на объектах, ни между ними нет. Значения ФП, ГНСП, показания ИК, фактический НБф.з и допустимый НБд небалансы, рассчитанные по [4] и выраженные (для наглядности) в абсолютных приращениях энергии, приведены в таблице 1. Расчёты произведены для двух
режимов работы сети, соответствующих коэффициенту мощности при
емкостной и индуктивной нагрузкам (сокращённо – cos емк. или
cos инд.).
Как следует из приведённой таблицы небаланс (|НБф.з | > |НБд |)
может проявиться на объектах, где ФП каналов при измерении поступившей и отпущенной электроэнергии имеют разные знаки (объекты 2, cos инд.). Но в наибольшей степени нарушение баланса наблюдается, когда, кроме того, ФП превышает ГНСП ИК (объекты 1 и 2,
cos емк.) В данном случае можно говорить о явных неучтённых “потерях” электроэнергии. Возможны “потери” и в неявном виде, когда
|ГНСПз | < |ФП|, а баланс сохраняется (объект 5, cos емк.), из-за
одинаковых знаков погрешностей измерения отпущенной и поступившей электроэнергии. Как следует из приведённых примеров, проявление явных неучтённых “потерь” электроэнергии выражается небалан59
сом. Небаланс может смениться балансом при других режимных параметрах первичной цепи из-за уменьшения погрешностей ИК (объект 1). Если собственник всех объектов один (границы балансового
раздела между объектами отсутствуют), то никакого электроэнергетического небаланса в приведённых примерах не наблюдается (таблица
1, объект 6), и неучтённые “потери” электроэнергии на некоторых объектах обеспокоенности не вызывают. То есть роль неучтённых “потерь” электроэнергии возрастает в условиях рыночных отношений,
когда происходит дробление крупных энергообъектов на более мелкие
с разветвленными границами балансовой принадлежности.
Таблица 1. Погрешности измерений электроэнергии и показания ИК
Объекты
cos
ёмк.
1
2
3
4
5
6
инд.
ёмк.*
инд.*
ёмк.
инд.
емк*.
инд*
ёмк.
инд.
ёмк.
инд
ёмк.
инд
ФП
ИКА,
%
-1,30
ФП
ИКВ,
%
+0,94
ГНСП,
%
WА,
кВтч
WВ,
кВтч
WП,
кВтч
НБф.з,
кВтч
0,94
148050
10094
161920
+3776
2064
-0,84
+0,88
+1,20
+0,51
+0,94
+0,88
0,94
+0,88
+0,80
+0,39
+1,20
-0,94
-0,31
+0,7
+0,98
+0,94
0,93
0,30*
0,28*
0,94
0,93
0,30*
0,28*
0,94
0,93
0,94
0,93
0,94
148740
149539*
149683*
141680
140714
140154*
140090*
131222
131141
120960
120468
161920
10088
10023*
10007*
10094
10088
10023*
10007*
9906
9969
10070
10098
10094
+1988
+615*
+413*
-3724
-2062
-638*
-414*
+552
-396
+192
+575
-454
2061
658*
614*
1928
1924
450*
574*
1815
1810
1680
1676
1960
+0,51
+0,88
0,93
160816
10088
160816
160177*
160103*
148050
148740
149539*
149683*
141680
140714
131222
131141
120960
50600
120468
50255
-181
1949
+342
-76
3012
2242
ёмк.
инд
НБд,
кВтч
Представим собственников данных объектов в качестве участников
энергетического рынка. Покупая, расходуя и продавая электроэнергию
друг другу они получают прибыль. Очевидно, что наименьший доход
из-за неучтенных “потерь” электроэнергии получат собственники тех
объектов, у которых фактический небаланс НБф.з имеет наибольшее
положительное значение (объект 1). Наоборот на объектах с наибольшим отрицательным НБф.з по той же причине доход будет наибольший (объект 2). Относительно меньший дополнительный доход от неучтённых “потерь” электроэнергии будут получать другие участники
рынка, у которых имеет место отрицательный фактический небаланс (объекты 3 при cos инд. и 5), за счёт тех, у кого он положителен.
Если выразить в рублях, то при стоимости 1,3 руб. за 1 кВт.ч электроэнергии собственники на объекте 1 недополучают 147264 руб. в месяц
60
и наоборот, на объекте 2 собственники имеют дополнительный доход
145236 руб.
То есть, для одних участников энергорынка неучтённые “потери”
могут оказаться источником дополнительных доходов, а для других –
дополнительных затрат. источником дополнительных доходов, а для
других – дополнительных затрат.
Один из путей снижения неучтённых потерь электроэнергии на
предприятиях является проведение мероприятий по снижению уровня ГНСП ИК, например, заменой средств измерений ИК АИИС на более высокие классы точности. Другой путь снижения ГНСП ИК заключается во внесении поправок на систематические погрешности
измерения электроэнергии ИК. Возможность внесения поправок, по
крайней мере, для измерительных трансформаторов и потерь в линии
присоединения ТН к счётчику является одним из эффективных способов снижения неучтённых “потерь” электроэнергии для каналов
АИИС. Результаты приведены в таблице 1 (со звёздочками для объектов 1 и 2). Видно, что ГНСП ИК в несколько раз уменьшилась, кроме
того, различие между значениями фактического небаланса и допустимого существенно сократилось и, следовательно, снизился уровень
неучтённых “потерь” электроэнергии. Но данный подход требует дополнительных метрологических исследований на предмет стабильности характеристик измерительных трансформаторов каналов АИИС.
В заключение можно сформулировать следующие выводы:
– для решения задач по электроэнергосбережению необходимо
правильно и с наименьшими погрешностями выполнять измерения
электроэнергии;
– на энергообъектах должны разрабатываться и внедряться МВИ,
учитывающие конкретную специфику этих объектов, реальные условия эксплуатации АИИС;
– при некоторых комбинациях значений погрешностей СИ ИК и
первичных режимных параметров сети могут иметь место неучтённые
“потери” электроэнергии в присоединении, в частности, связанные с
тем, что фактические погрешности превышают границы неисключённых систематических погрешностей ИК;
– роль неучтённых потерь возрастает при дроблении по балансовой
принадлежности крупных энергопредприятий на более мелкие и задача метрологии помочь выявить причины этих потерь;
– существенного снижения уровеня неучтённых “потерь” элетроэнергии и расходов, связанных с ними, а также уменьшение небаланас
на энергообъектах возможно добиться, например, при внесении в алгоритмы МВИ поправок на систематические погрешности ИК с при61
влечением дополнительной информации о погрешностях в реальных
условиях, по крайней мере, измерительных трансформаторов и эталонных средств поверки и задача метрологии помочь энергопредприятиям в изучении этого вопроса.
Литература
1. РД 34.11.333-97 Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии.
2. РД 153-34.0-11.209-99 Автоматизированные системы контроля и
учёта электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности.
3. ГОСТ 8.207-76 Прямые измерения с многократными наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений.
4. РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учёту электроэнергии
при её производстве, передаче и распределении.
Автор
Миронюк Николай Ефимович – зам. руководителя лаборатории
ФГУП “УНИИМ”
Россия, 620000, Екатеринбург, ул. Красноармейская, 4 www.uniim.ru
Тел. (343) 350-23-13
E-mail: lab262@uniim.ru
62
Покатилов А.В.
Применение МВИ при выполнении измерений на ОРЭ
Законодательные требования к организации измерений на ОРЭ иллюстрируются рис. 1.
Оптовый рынок электрической
энергии (мощности)
Федеральный закон
№35
“Об электроэнергетике”
Сфера обращения товара –
электрической энергии
(мощности)
Федеральный закон
№4871-1
“Об обеспечении
единства измерений”
Государственный метрологический
надзор за количеством товара,
отчуждаемого при совершении
торговых операций
Правила учёта
электрической энергии
(рег. №1182
от 24.10.1996 г.)
Учёт электроэнергии производится
на основе измерений
с помощью счётчиков электрической
энергии и ИС
Правила оптового рынка
электрической энергии
(мощности)
переходного периода
АТС обеспечивает создание системы
коммерческого учета, обеспечивающей получение сбалансированных
данных о фактическом производстве
(потреблении) электроэнергии на
ОРЭ с учетом потерь
Рис. 1. Законодательные требования к организации измерений на ОРЭ
Методика выполнения измерений
Методика выполнения измерений (МВИ) должна предусматривать:
– выполнение измерений времени;
– выполнение измерений по группе измерительно-информационных каналов (ИИК);
63
– выполнение измерений несколькими методами по одному (группе) ИИК;
– выполнение косвенных измерений значений величин потерь
электрической энергии в точке (группе точек) поставки с помощью
вычислительного компонента на основе прямых измерений в точках
измерений за учетный интервал (30 минут) и вычисление погрешности
расчета величины потерь на основании утвержденной методики.
Требования к разработке МВИ регламентированы документами [1–5].
В техническом задании на разработку МВИ должны быть представлены следующие сведения и требования:
– измеряемая величина и назначение МВИ;
– пределы измерений;
– пределы допускаемой погрешности измерений;
– характеристики объекта измерений, которые могут повлиять на
погрешность измерений;
– условия измерений;
– формы регистрации результатов измерений;
– требования к обеспечению безопасности выполнения работ;
– другие требования в соответствии со спецификой МВИ.
МВИ количества электроэнергии с использованием АИИС на ОРЭ
должна содержать:
– область применения (назначение МВИ);
– требования к средствам измерений;
– методы измерений;
– требования к погрешности (неопределенности) измерений;
– погрешность измерений времени;
– требования к условиям выполнения измерений;
– требования к подготовке к выполнению измерений;
– требования к выполнению измерений;
– требования к обработке результатов измерений;
– требования к оформлению результатов измерений;
– методика расчета границ погрешности измерительных каналов (ИК) и составляющих погрешности ИК;
– требования к процедуре и контролю погрешности (точности) результатов измерений;
– алгоритмы расчета потерь/значений в точках учета и погрешности вычисления потерь.
64
Формулировка назначения МВИ должна быть такой, чтобы можно
было установить возможность использования методики выполнения
измерений в сфере распространения государственного контроля и
надзора и при выполнении измерений на оптовом рынке электроэнергии. Формулировка должна отражать требования Приложения 11.1 к
Договору о присоединении [5].
Средства измерений (СИ) должны быть внесены в Государственный реестр средств измерений, разрешены к применению на территории РФ и иметь действующие свидетельства о поверке. В перечне СИ,
применяемых при измерении количества электроэнергии, должны
быть приведены метрологические характеристики, номера в Государственном реестре СИ и заводские номера.
МВИ должна предусматривать выполнение измерений количества
электроэнергии несколькими методами (основным, замещающими и
замыкающий) в соответствии с требованиями МИ 2808. Для каждого ИК должны быть определены замещающие методы измерений при
выходе из строя ИК. Каждому выбранному методу должна быть приписана погрешность измерений. Рекомендации по определению погрешности приведены в МИ 2808 [2].
Пределы погрешности измерений активной и реактивной энергии
с учетом максимально возможного изменения дополнительных погрешностей от влияния внешних величин для различных cos  и различных токах нагрузки. Границы относительной погрешности ИК для
реальных условий измерений активной и реактивной электроэнергии
должны быть рассчитаны при различных токах нагрузки
(Imin=Iчувст.счетчика, Iнг=[1(2), 5, 20, 100, 120] % Iном и различных cos  (0,5;
0,8; 1,0).
Параметры контролируемых присоединений, влияющие на погрешность измерений, и условия выполнения измерений должны быть
представлены в виде номинальных значений и диапазонов возможных
значений. Потери напряжения в линии присоединения счетчика к
трансформаторам напряжений должны быть подтверждены действующим паспортом-протоколом на ИК или протоколом проведения измерений по аттестованной МВИ.
В МВИ должны быть представлены:
– перечень точек учета с описанием границ балансовой принадлежности;
– перечень подгрупп точек учета (в случае невозможности однозначного приведения точек учёта к точкам измерений);
65
– перечень силового оборудования с потерями электроэнергии от
точек измерений до точек учёта. Перечень представляется раздельно
для каждого типа силового оборудования с описанием характеристик
потерь;
– алгоритмы расчета потерь в точках учёта;
– погрешность вычисления потерь.
Проблемы разработки и применения МВИ на ОРЭ
1. Специфические требования к МВИ должны быть зафиксированы
в регламентах оптового рынка
2. Нормирование погрешности при малых потреблениях
3. Измерение реактивной мощности
4. Обработка результатов измерений
Литература
1. ГОСТ Р 8.563-97. ГСИ. Методики выполнения измерений
2. МИ 2808-2003. ГСИ. Количество электрической энергии. Методика выполнения измерений при распределении небалансов на ОРЭ
3. РД 153-34.0-11.209 Рекомендации. АСКУЭ электроэнергии и
мощности. Типовая МВИ электроэнергии и мощности
4. РД-34.11.114 АСКУЭ. Основные метрологические характеристики
5. Автоматизированные информационно-измерительные системы
коммерческого учета электрической энергии (мощности) субъекта
ОРЭ. Технические требования. (Приложение № 11.1)
Автор
Покатилов Александр Васильевич – Начальник отдела метрологии – Главный метролог НП “АТС”
Россия, 123610, Москва, Краснопресненская набережная, 12, подъезд 7.
www.np-ats.ru
Тел. (095) 967-00-05
E-mail: pav@rosenergo.com
66
Миронюк Н.Е.
К вопросам о методике выполнения измерений
электрической энергии
Современные рыночные отношения, в частности, в области электроэнергетики требуют более углублённого понимания метрологических вопросов, связанных с методиками выполнения измерений (МВИ). Здесь можно выделить две причины, которые не способствовали их развитию в бывшем СССР, а затем и в России и которые
можно условно подразделить на субъективные и объективные.
В эпоху монопольного государственного владения средствами производства, передачи электроэнергии и права распоряжаться энергоресурсами, когда собственник в лице государства сам себе и продавал, и
покупал электроэнергию, а во многих случаях это делалось взаимозачётами, особой заинтересованности в более глубоком изучении метрологических вопросов по измерению электроэнергии у него не было.
Это субъективный момент. Объективной причиной является то, что
баланс электроэнергии на больших объектах со множеством измерительных комплексов или каналов в большинстве случаев сходился и,
следовательно, не возникало поводов для беспокойств. В этих условиях были разработаны и внедрены документ [1], а затем [2–5],
в которых изложены методический подход и алгоритмы оценки погрешностей измерений электрической энергии и мощности измерительными комплексами, а для автоматизированных информационноизмерительных систем (АИИС) – измерительными каналами (ИК).
Последние три документа общепринято рассматривать в качестве типовых методик выполнения измерений (МВИ).
Что общего в этих документах? А общими являются следующие
положения.
1. Погрешности каждого СИ в составе ИК принимают для отдельного вида как систематические, но в совокупной массе – как случайные.
2. Закон распределения случайных погрешностей СИ ИК в области
границ, заданных пределами нормативных документов, принято рассматривать как равномерный.
3. Суммарную погрешность ИК принимают как случайную с законом распределения, близким к нормальному.
4. За погрешность ИК принимают границы неисключённой систематической погрешности [6] (интервал неопределённости) с доверительной вероятностью 0,95.
67
5. Измерение электрической энергии и мощности осуществляют
прямым методом по показаниям счётчиков, а оценку погрешности измерений ИК – косвенным по составляющим погрешностей, взятым из
нормативных документов на средства измерений (СИ), входящих
в ИК, при рабочих условиях эксплуатации.
Но при таком подходе, как будет показано ниже, даже при соответствие метрологических характеристик СИ ИК нормативным требованиям, фактические погрешности ИК могут либо существенно превосходить, либо быть значительно ниже значений приписанных характеристик (допустимых погрешностей) в зависимости от нагрузочных
режимов работы электросети и других факторов, что в ряде случаев
является причиной частичной потери информации, появления неучтённые потерь электроэнергии и т.д.
Реформирование электроэнергетики в России и создание оптового
и розничного рынков электроэнергии процесс для энергетиков хотя и
болезненный, но имеющий и свои положительные моменты. Появляются конкурирующие между собой собственники, которые заинтересованы в более объективной информации по электроэнергии - как товарной продукции. Крупные энергообъекты начинают дробиться на
более мелкие и вопросы о погрешностях измерений, неучтённых потерях и сходимости баланса электроэнергии закономерно обостряются. В
этих условиях на первых этапах развития рыночных отношений возникающие конфликты из-за спорных метрологических вопросов, между
участниками рынка электроэнергии на почве коммерческих интересов,
можно будет ещё как-то урегулировать, привлекая материалы типовых МВИ. Но такое положение сохранится до тех пор, пока не будет
наведён необходимый метрологический порядок и не установлен четкий метрологический контроль за СИ в электроэнергетике Российского государства. В дальнейшем после переходного периода и установившихся рыночных отношений в электроэнергетике возможно ситуация изменится и потребуется развитие и доработка разделов и, в частности, алгоритмов МВИ.
В данной работе намечены некоторые вопросы, на которые следует
обратить внимание при разработке МВИ.
Рассмотрим ИК с трансформаторной схемой включения счётчика
для однофазной сети. Учтём характеристики тех СИ и дополнительных
средств, которые дают основной вклад в суммарную погрешность ИК.
К таковым относятся трансформатор тока (ТТ), трансформатор напряжения (ТН), счётчик и потери в кабеле присоединения счётчиков к ТН
при синусоидальной форме тока и напряжения в электросети. Характеристики остальных средств, входящих в ИК и влияющих на суммарную погрешности ИК для современных АИИС (от счётчика до сервер68
ного компьютера), в силу их малости по сравнению с влиянием перечисленных выше средств, не рассматриваются. Для простоты рассуждений ограничимся нормальными условиями работы канала, чтобы
исключить влияющие факторы, такие как температура, внешнее магнитное поле, высшие гармоники тока в сети и др. Кроме того, не рассматриваются случайные составляющие погрешностей основных СИ
ИК, как погрешности второго порядка малости по сравнению с систематическими (СП). При этих условиях математическую модель ИК,
структурная схема которого приведена на рис. 1, можно представить
следующей системой уравнений для входных и выходных режимных
параметров:
U = Umsint
U1 = Um(1+u+л)sin(t +u);
I = Imsin(t+) I1= Im(1+I) sin(t++I)
Т
W=
 I U dt ;
Т
W1 = (1+с.о)
0
 I U dt;
1
1
(1)
0
w =100 (W1 – W) : W,
где U и I – мгновенные значения напряжения и тока на входах ТТ и
ТН измерительного канала;  – угол сдвига фаз между векторами тока
и напряжения в точке присоединения; U1 и I1 – мгновенные значения
напряжения и тока на входе счётчика измерительного канала; Um и Im
– амплитудные значения напряжения и тока; W – значение электроэнергии, не отягощенное погрешностями ИК; W1 – значение электроэнергии, измеренное ИК; w – погрешность ИК, выраженная в процентах;  – угловая частота тока электросети; Т= 2π/; t – время; u, I, с.a,
с.p л, – СП соответственно ТН, ТТ, счётчиков активной и реактивной
электроэнергии, потери в кабеле присоединения ТН к счётчикам;
u, I – угловые погрешности ТН и ТТ.
Рис. 1. Схема ИК
69
Решая систему уравнений (1) и отбрасывая члены второго порядка
малости, получим следующие выражения для относительных СП ИК –
wa, wp в процентах при измерении соответственно активной и реактивной составляющих электроэнергии с учётом знаков погрешностей
СИ ИК, где угловые погрешности измерительных трансформаторов
выражены в минутах, а остальные в (%):
– для активной энергии
wa=0,029tg(I – U)+(+U+л+с.a),
– для реактивной энергии
(2)
wp=0,029ctg(I – U)+(+U+л+с.p).
Очевидно, что и погрешности результата измерений ИК также
имеют систематический характер, что даёт право произвести коррекцию показаний счётчика на величину этих составляющих. Если же ни
знаки, ни значения по модулю СП СИ ИК не определены, а заданы
только их пределы (обозначения те же, но добавлен индекс n) из нормативных документов, то мы вправе использовать эти пределы в качестве неисключённых систематических погрешностей (НСП) и рассматривать их для ИК как случайные с равномерным распределением.
В этом случае, применяя метод и алгоритмы [6] для оценки границ
неисключённой систематической погрешности результата измерений (ГНСП) [7] ИК, получим формулы расчёта доверительных интервалов неопределённости измерения ’’wa, ’’wp соответственно для активной и реактивной составляющих электроэнергии с доверительной
вероятностью 0,95, приведённые в типовых МВИ:
'
2
2
 wa
 1,1  Iп2  Uп
  c2.a   л2  0,0292 tg 2 (2Iп  Uп
),
(3)
'
2
2
 wp
 1,1  Iп2  Uп
  c2. p   л2  0, 0292 ctg 2 (2Iп  Uп
),
Подставляя в формулы (2) вместо СП СИ ИК их пределы, взятые из
нормативных документов, получим предельные или максимально возможные значения погрешностей (ПЗП) результата измерений электроэнергии ИК соответственно для активной и реактивной составляющих:
’’wa=±(0,029│tg│(|  Iп |+| Uп |)+|n|+|Un|+|л|+|с.a|)
(4)
’’wp=±(0,029│сtg│(|  Iп |+| Uп |)+|n|+|Un|+|л|+|с.p|).
Формулы (2), (3) и (4) применимы и для трёхфазной системы. При
симметричных фазных напряжениях и нагрузках счётчика результирующие погрешности по всем фазам практически такие же, как для
70
одной. При нарушении симметрии значения погрешностей ИК по каждой фазе в общем случае будут различны, поэтому результирующие
погрешности (w,  w' ,  w" ) ИК есть результат усреднения по всем фазам с
учётом весовых функций:
w= 
i 3
  wi Wi
i 1
i 3
 :  Wi ,
(5)
i 1
где Wi ,  wi , – количество электроэнергии и погрешности измерений для каждой из фаз в точке присоединения.
Для наглядности представим все приведённые выше погрешности
ИК, состоящего из ТН, ТТ – классов точности 0,5 и счётчиков активной и реактивной электроэнергии – класса точности 0,2S и соответственно 0,5S, в графическом виде для активной составляющей электроэнергии. В качестве аргумента используется тангенс угла фазового
сдвига между током и напряжением в электросети. Потери в кабеле
присоединения ТН к счётчику составляют – 0,1%. Электрическая сеть
трёхфазная, с симметричными фазными напряжениями, нагрузки счётчиков симметричные, рабочие условия нормальные, режимные параметры электросети номинальные, влияющие на дополнительную погрешность ИК величины отсутствуют. Рассмотрим, например, пять
различных композиций СП СИ ИК, приведённых в таблице 1, с равномерным распределением угловых и фиксированных значениях амплитудных погрешностей трансформаторов. Графики погрешностей ИК с
трансформаторами, взятыми из данной выделенной группы, приведены на рис. 2.
Таблица 1 – Погрешности СИ ИК
Варианты
1
2
3
4
5
Погрешности ТТ
Углов
(‘)
30
15
0
–15
–30
Амплит.
(%)
–0,3
–0,3
–0,3
–0,3
–0,3
Погрешности
ТН
Углов Амплит.
(‘)
(%)
–20
–0,3
–10
–0,3
0
–0,3
10
–0,3
20
–0,3
71
Погрешности счетчиков, (%)
Активная Реактивная
энергия
энергия
–0,1
–0,25
–0,1
–0,25
–0,1
–0,25
–0,1
–0,25
–0,1
–0,25
1 – ПЗП; 2 – ГНСП; 3.1 – 3.5 – Варианты композиций СП СИ ИК
Рис. 2. Погрешности ИК
Рассмотрим ИК с конкретными СИ. В таблице 2 приведены результаты поверок измерительных трансформаторов и счётчика эталонными
средствами со следующими значениями инструментальных погрешностей:
o =  0,05 % – по току, o =  2,0 () – по углу для ТТ;
Uo =  0,1 % – по напряжению, Uo = 5,0 % – по углу ТН;
с.о.o =  0,01 % – по электроэнергии для счётчика.
На рис. 3 (а) кривая 3 – геометрическое место точек погрешностей ИК, рассчитанных по формуле (2), при номинальных параметрах
и следующей комбинации СИ ИК: трансформатор напряжения –
НКФ 110, трансформатор тока – ТВ 110, счётчик – ТЕ 851. Погрешности СИ, взятые из протоколов поверок, приведены в таблице 2 (примеры – А, Б). Из-за инструментальных погрешностей эталонов при поверке рабочих СИ ИК кривая 3 размывается и представляет не одну
линию, а полосу, ограниченную кривыми 4.
72
Таблица 2. Погрешности СИ ИК
Примеры
А
Б
ТН
ТТ
НКФ-110
Класс точности - 0,5
ТВ-110
Класс точности - 0,5
Счетчик
nu,%
Погрешн.
%
Погрешн.
()
n,
%
Погрешн.
%
Погрешн.
()
80
100
100
-0,27
-0,38
-0,38
10
12
12
5
100
20
-1,41
-0,44
-0,71
80
28
44
120
-0,45
18
ЗНОМ – 15
ТШ20-10000 УХЗ
Класс точности - 0,5
Класс точности - 0,5
В
100
+0,34
1,3
100
+0,41
+5,3
ЗНОЛ. 06 15УЗ
ТШ20-10000 УХЗ
Класс точности - 0,5
Класс точности - 0,5
Г
100
+0,35
+22
100
+0,41
-5,3
n – отношение первичного тока к номинальному значению
nu – отношение первичного напряжения к номинальному значению
сos() – коэффициент мощности электросети при n =10-120 %
ТЕ 851
Класс точности 0,2S
Погрешн.
Cos()
%
1,0
0,5
(нагрузка
инд)
0,8
(нагрузка
ёмкостная).
При других комбинациях погрешностей СИ ИК (таблица 2, примеры – В, Г) зависимость погрешностей ИК приобретает иной характер (рис. 4 (а) и (б)).
Как следует из приведённых примеров погрешности ИК, при
трансформаторной схеме включения счётчика в одних случаях могут
превышать, в других – быть существенно меньше ГНСП. То есть в
зависимости от первичных режимных параметров [8], в частности,
направления передачи реактивной составляющей электроэнергии погрешности ИК, рассчитанные по формулам (3), могут быть либо занижены (имеют место неучтённые потери электроэнергии, вызванные
инструментальными погрешностями ИК), либо неоправданно завышены, что также играет негативную роль, однако, менее болезненную,
чем в первом случае, например, при расчёте допустимого небаланса [2].
73
-0,03
+0,04
-0,05
а) номинальный режим
б) значение рабочего тока в точке присоединения
составляет 20 % от номинального
1 – ПЗП ИК, 2 – ГНСП ИК
3 – Математическое ожидание СП по протоколам поверки СИ ИК
4 –границы СП ИК с учётом инструментальных погрешностей
средств поверки СИ ИК
Рис. 3 Погрешности ИК в зависимости от тангенса угла фазового сдвига
между током и напряжением электросети
74
а) номинальный режим
1 – ПЗП ИК, 2 – ГНСП ИК
3 – Математическое ожидание СП по протоколам поверки СИ ИК
4 –границы СП ИК с учётом инструментальных погрешностей
средств поверки СИ ИК
б) номинальный режим
Рис. 4 Погрешности ИК в зависимости от тангенса угла фазового сдвига между
током и напряжением электросети
75
Рис. 5 Границы методической погрешности алгоритмов типовой МВИ
Рис. 6. Энергообъекты
76
Зная
математические
ожидания
систематических
погрешностей (wa, wp), рассчитанных по формулам 2, для активной
Wa и реактивной Wp составляющих электроэнергии можно ввести поправки к показаниям счётчиков ИК. С учётом инструментальных погрешностей эталонных средств поверки, а также погрешности измерений (оценки)  л.o потерь в кабеле присоединения счётчиков к ТН исправленные результаты [2] измерений электроэнергии Wk и ГНСП
с доверительной вероятностью P=0,95 будут иметь следующий вид:
Wak = Wa(1+ wa );
Wpk = Wp(1+ wp );
(6)
'
2
2
 wa
=  1,1  Io2  Uo
  c2.o.o   л2.o  0,0292 tg 2 (2Io  Uo
);
'
2
2
 wp
=  1,1  Io2  Uo
  c2.o.o   л2.o  0,0292 ctg 2 (2Io  Uo
);
Таким образом, используя расчётные формулы (6), можно произвести частичное восстановление информации на выходах счётчиков ИК,
искаженной методическими погрешностями трансформаторной схемы
включения счётчиков и основными погрешностями самих счётчиков,
причём первые могут существенно превосходить вторые.
Погрешности исправленного результата измерений ИК в общем
случае будут складываться из композиций инструментальных, или
пределов допустимых погрешностей эталонных средств поверки СИ
ИК и пределов погрешностей счётчиков от влияющих величин,
устройств сбора и передачи данных (УСПД), если оно есть. То есть, в
формулы (6) под квадратный корень нужно добавить такие же слагаемые  (Кj·J), 2j ;2у.с., как и в алгоритмах типовых МВИ, где:
J – пределы по модулю изменений влияющих величин в рабочих
условиях;
у.с – относительная погрешность устройства сбора и передачи данных (УСПД);
Кj – предельные значения коэффициентов изменений составляющих относительной погрешности счётчика, которые берутся из нормативных документов на электросчётчики, например, [9].
Подводя итог выше изложенного можно заключить.
1. Если нет полной информации о метрологических характеристиках средств измерений измерительных каналов, а именно, нет сведений о фактических погрешностях СИ в рабочих условиях эксплуатации (имеются только свидетельства о поверке), то, конечно же, использование алгоритмов типовых МВИ – один из путей оценки по77
грешностей измерительных каналов. Но нужно иметь ввиду, что в зависимости от композиции погрешностей СИ ИК, первичных режимных параметров и др. факторов фактические погрешности ИК могут
как превосходить, так и быть существенно меньше ГНСП. Вследствие
этого возможна и переоценка (имеет место высокая вероятность появления неучтённых потерь электроэнергии), и недооценка точности ИК.
И в том и другом случаях это негативно сказывается и на подведении
баланса, и коммерческих сделках по электроэнергии.
2. При наличии достаточно полной информации по метрологическим характеристикам СИ ИК (имеются данные о фактических погрешностях рабочих СИ, инструментальных погрешностях эталонных СИ) появляется возможность повысить точность ИК путём введения поправок в показания счётчиков на систематические погрешности
СИ ИК. В этом случае точность измерений ИК определяется метрологическими характеристиками эталонных средств поверки, а также дополнительными погрешностями счётчика ИК от влияющих величин и
УСПД. Следует отметить, что введение поправок на систематические
составляющие СИ ИК, – достаточно эффективный способ повышения
точности ИК, но им нужно пользоваться осторожно и только после
проведения метрологических исследований погрешностей СИ ИК (измерительных трансформаторов и счётчиков) на предмет их стабильности, либо с целью выделения систематических и случайных составляющих. Задача эта реальная, вполне посильная и может быть совмещена с очередными поверками СИ ИК на энергообъектах.
Литература
1. РД 34.11.325-90 Методические указания по определению погрешности измерений активной электроэнергии при её производстве и
распределении.
2. РД 34.09.101-94 Типовая инструкция по учету электроэнергии
при её производстве, передаче и распределении.
3. РД 34.11.333-97 Типовая методика выполнения измерений количества электрической энергии.
4. РД 153-34.0-11.209-99 Автоматизированные системы контроля и
учета электроэнергии и мощности. Типовая методика выполнения измерений электроэнергии и мощности.
5. РД 34.11.334-97 Типовая методика выполнения измерений количества электрической мощности.
6. ГОСТ 8.207-76 ГСИ. Прямые измерения с многократными
наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений.
7. РМГ 29-99 ГСИ. Метрология. Основные термины и определения
78
8. Осика Л.К. Принципы нормирования погрешности измерений
для целей коммерческого учёта электроэнергии на оптовом рынке. –
Электричество, 2004, №4.
9. ГОСТ 30206-94 (МЭК 687-92) Статические счетчики ватт-часов
активной энергии переменного тока (классы точности 0,2S и 0,5S);
Автор
Миронюк Николай Ефимович – зам. руководителя лаборатории,
ФГУП “УНИИМ”
Россия, 620000, Екатеринбург, ул. Красноармейская, 4 www.uniim.ru
Тел. (343) 350-23-13
E-mail: lab262@uniim.ru
79
Кузнецов В.П., Тронова И.М.
О некоторых особенностях методик
выполнения измерений электрической энергии
автоматизированными измерительными системами
Последние годы характеризуются интенсивным внедрением в энергетику автоматизированных измерительно-информационных систем (АИИС) для коммерческого учета электроэнергии. Практическое
использование таких АИИС нередко сопряжено с ситуацией, когда
точки поставки и измерений электроэнергии не совпадают, и между
этими точками расположено энергетическое оборудование, в котором
возникают потери электроэнергии, не учтенные АИИС.
Это типичный пример косвенного метода измерений, когда точка, в
которой следовало бы измерять интересующий нас параметр (в данном
случае точка поставки электроэнергии) по каким-либо причинам (технического или экономического характера) недоступна для измерений.
В таких случаях измерения выполняют в доступной точке (точке подключения АИИС) и устанавливают (выявляют) связь между измеряемой величиной в доступной и недоступной точках, которая (связь) и
используется для определения интересующего нас параметра.
В нашем случае общая запись этой связи выглядит элементарно:
Wэ = Wис + Wпот,
(1)
где Wэ – электроэнергия, потребленная объектом; Wис – электроэнергия, измеренная АИИС; Wпот – потери электроэнергии между точками поставки и измерений.
Естественно, должны быть оценены характеристики погрешности
величины Wэ. Если для первого слагаемого характеристики погрешности тщательно исследуются и оцениваются при утверждении типа АИИС и аттестации методик выполнения измерений (МВИ), то
с оценкой характеристик погрешности второго слагаемого (которую в
контексте измерительной задачи можно назвать погрешностью расчета
потерь) дело обстоит неудовлетворительно. Неточность алгоритмов
расчета потерь, которые нередко включаются в МВИ электроэнергии,
либо вообще не оценивается, либо оценивается некорректно.
В качестве второго недостатка сложившегося положения можно
отметить то, что в качестве исходной информации для расчета потерь
часто используются получасовые приращения активной и реактивной
электроэнергии, регистрируемые АИИС. Реально применить эту информацию возможно, только автоматизируя расчет потерь, используя
вычислительные возможности АИИС. Однако такие примеры единич-
80
ны, но они “незаконны”, поскольку не сопровождаются оценкой погрешности алгоритма расчета.
Ниже сделана попытка сформулировать основные метрологические
задачи, связанные с использованием (1) в качестве уравнения измерений, реализуемого АИИС.
Известно, что погрешность измерений суммы величин равна сумме
абсолютных погрешностей измерений слагаемых. Следовательно, в
соответствии с (1)
Δэ = Δис + Δпот,
(2)
где Δэ, Δис, Δпот – абсолютные погрешности измерений: электроэнергии, потребленной объектом (Δэ); электроэнергии, измеренной
АИИС (Δис), и потерь электроэнергии (Δпот), определяемой расчетным
путем.
Или для относительной погрешности, обычно используемой при
измерениях электроэнергии
 ис

(3)
 пот ,
1 k 1 1
k
W

и пот  пот ; k  пот , 0 < k < 1;
Wэ
Wэ
э 
где  э 
э

;  ис  ис
Wэ
Wэ
0 – соответствует отсутствию потерь, неучтенных АИИС, 1 – соответствует ситуации, когда вся потребленная электроэнергия идет на потери.
Анализ расчетов потерь для конкретных объектов показывает, что
целесообразно ввести некоторые пороговые значения k, начиная с которых погрешностью алгоритмов расчета можно пренебречь ввиду её
малости. Эта проблема имеет и более общее значение.
В [1], например, перечисляются различные виды потерь электроэнергии, которые для конкретных объектов могут оказаться совершенно
неравноценными: потери в силовых трансформаторах, от токов утечки
по изоляторам линий электропередачи, в измерительных трансформаторах и т.п. И даже “потери, обусловленные погрешностями системы
учета электроэнергии”?! Однако никаких рекомендаций о целесообразности учета тех или иных потерь нет, что ведет к ненужному и бесполезному усложнению и, следовательно, удорожанию расчетов.
Конкретный вид выражения для Wпот зависит от оборудования, расположенного между точками поставки и измерений электроэнергии, и
схем его включения. К наиболее часто встречающемуся оборудованию, в котором возникают существенные потери, относятся линии
81
электропередачи, силовые трансформаторы, реакторы. Каждый из этих
элементов характеризуется номинальными значениями параметров, от
которых зависят потери электроэнергии. Эти параметры и должны
войти в выражение для Wпот.
В свою очередь, в выражение для погрешности расчета потерь входят как упомянутые выше параметры, так и отличие действительных
значений этих параметров от номинальных значений, используемых
для расчетов.
В общем виде это выражение для абсолютной погрешности может
быть записано в виде
n 

W (а , а ,..., аi ,..., an )
 пот    пот 1 2
 ai  ,
 ai

i 1 
ai aiн

(4)
где а1, а2,…, аi,…, аn – параметры энергетического оборудования и
параметры сети (сила электрического тока, напряжение), от которых
зависят потери электроэнергии; аi н – номинальные значения этих параметров, Δаi – отклонение действительных значений параметра от
номинального значения.
Аналитическое выражение для Δпот может оказаться достаточно
сложным, в этом случае прибегают к цифровому моделированию, используя выражение для Wпот (а1, а2,…, аi,…, аn).
Наиболее важным параметром сети является, естественно, сила
электрического тока нагрузки. Счетчики электроэнергии, входящие
в АИИС, не хранят информацию об этом параметре, поэтому для расчетов используют среднее значение силы электрического тока, вычисляемое по получасовым приращениям активной и реактивной электроэнергии. Например выражение для потерь электроэнергии в силовом
двухобмоточном трансформаторе за учетный период Ту может быть
представлено в виде:
U
Wпот  PХХ .Н 
UH
2
m

P
 TУ  2  КЗ.Н
  (WА2 j  WР2j ) ,
2
S Н j 1

(5)
где PХХ.Н и PКЗ.Н – номинальные значения потерь холостого хода и
короткого замыкания силового трансформатора; U и Uн – среднее на
интервале Ту и номинальное значения напряжения сети; SН – номинальное значение мощности силового трансформатора; WАj и WРj приращения активной и реактивной электроэнергии на j-ом 30-минутном интервале времени, регистрируемые АИИС; m – общее количе82
ство 30-минутных интервалов времени, целиком укладывающихся на
интервале времени TУ , m = 2 TУ , если TУ выражено в часах.
Источниками погрешности расчета являются:
– замена действительного графика нагрузки средним значением силы электрического тока на 30-минутном интервале времени;
– замена действительного графика изменения напряжения сети
средним значением;
– отклонение действительных значений параметров PХХ и PКЗ от
номинальных значений;
– погрешности, вносимые АИИС, при измерении WАj и WРj ;
– погрешность измерений времени Ту.
Исследование составляющих погрешности расчета потерь электроэнергии, обусловленных перечисленными источниками, представляет
собой важную метрологическую задачу, результаты решения которой
должны быть положены в основу нормативного документа, к разработке которого ФГУП “ВНИИМС” планирует приступить в следующем 2006 году.
Литература
1. Методика расчета нормативных (технологических) потерь электроэнергии в электрических сетях. Утв. приказом №21 Минпромэнерго
России от 03.02.2005 г.
Авторы
Кузнецов Владимир Павлович – главный научный
ФГУП “ВНИИМС”, к.т.н.,
Россия, 119361, Москва, ул. Озерная, 46 www.vniims.ru
Тел. (095) 430-44-72
сотрудник
Тронова Ирина Михайловна – начальник отдела ФГУП “ВНИИМС”
Россия, 119361, Москва, ул. Озерная, 46 www.vniims.ru
Тел. (095) 430-57-25
E-mail: 201-vm@vniims.ru
83
Бойко С.В., Воронков О.А.
Состояние АИИС КУЭ
на объектах Оренбургского ПМЭС,
расположенного на территории Оренбургской области
На территории Оренбургской области в собственности
ОАО “ФСК ЕЭС” находятся: подстанция 500 кВ Газовая, ОРУ 500 кВ
Ириклинской ГРЭС, ВЛ 500 кВ, 220 кВ, а также эксплуатируются персоналом предприятия 10 подстанций 220 кВ. Протяженность
ВЛ 500 кВ 330 километров.
На данный момент определено 349 точек поставки и точек учета
электроэнергии для работы на оптовом рынке. Сегодняшнее состояние
рынка показывает глобальную тенденцию развития на фоне общего
роста производства и, соответственно, роста энергопотребления.
В декабре 2003 г. на наблюдательном совете НП “АТС” утверждены регламенты оптового рынка электроэнергии, а также требования к
системам коммерческого учета субъектов ОРЭ. Они включают в себя
как технические требования (к приборам и системам учета, к каналам
связи и программному обеспечению), так и организационные мероприятия, которые необходимо выполнить при создании систем АИИС
КУЭ (внесение в Госреестр, разработка методик выполнения измерений, программы испытаний, пуско-наладка, опытная эксплуатация,
приведение в соответствие измерительных цепей и т.д.). В соответствии с этими требованиями ОАО “ФСК ЕЭС” приняло решение о создании Автоматизированной информационно-измерительной системы
коммерческого учета электроэнергии (АИИС КУЭ), обеспечивающей
своевременное предоставление точной и достоверной информации о
перетоках электроэнергии по внешним присоединениям энергообъектов (подстанций и отдельных ОРУ) компании. Согласно упомянутым
Правилам, ОАО “ФСК ЕЭС” должно до ноября 2005 г. привести систему коммерческого учета в соответствие с договором о присоединении к торговой системе оптового рынка электроэнергии (ОРЭ).
При этом принятие решения о создании АСКУЭ и начало работ по ее
реализации совпали с периодом формирования технических требований ОРЭ и других регламентов НП “АТС”. Противоречие между достаточно жесткими временными рамками создания АСКУЭ и отсутствием утвержденных регламентов ОРЭ в ОАО “ФСК ЕЭС” удалось
разрешить за счет введения нескольких очередей реализации системы.
В рамках первой очереди предполагалась модернизация программнотехнических средств учета электроэнергии и создание структуры сбора
данных, а во второй и, возможно, последующих очередях – приведение
характеристик АИИС КУЭ в соответствие с утвержденными требова84
ниями. Генеральным подрядчиком по реализации 1-очереди
АИИС КУЭ была выбрана компания “Энсис Технологии”.
Сегодня, как и предполагалось, ситуация с нормативным обеспечением стала более устойчивой, сформированы и утверждены основные
регламенты ОРЭ. В своем развитии они претерпели целый ряд изменений, в том числе и термин “АСКУЭ” был изменен на “АИИС” для
обеспечения возможности предъявления требований к автоматизированным системам учета электроэнергии субъектов ОРЭ, как к измерительным системам. С учетом этого ниже, во избежание двойной терминологии, используется только термин АИИС, в том числе и по отношению к реализованной 1-й очереди автоматизированной системы
коммерческого учета ОАО “ФСК ЕЭС”. Сбор данных учета электроэнергии в филиалах ОАО “ФСК ЕЭС” велся, в основном, для анализа и
контроля данных учета, полученных от АО-Энерго.
500 кВ
Измерительный канал АИИС состоит из измерительных трансформаторов тока, напряжения и счетчика. Так как современные АИИС
имеют иерархическую структуру, где на разных уровнях происходит
измерение, сбор и обработка информации, надежность системы,
её способность сохранять во времени все заданные характеристики и
параметры. Надежность зависит и от надежности всех входящих в систему компонентов: трансформатора тока, счетчика, УСПД, сервера,
модема, канала передачи данных, системных решений. Но также и от
принятых системных решениях.
На подстанции 500 кВ Газовая, ОРУ 500 кВ Ириклинской ГРЭС на
данный момент все оборудование смонтировано и находится в опытной эксплуатации. Измерительные трансформаторы тока и напряжения, проходят поверку организациями, имеющими аттестат аккредитации на право проведения поверки – это ФГУ “Пензенский ЦСМ” и
ООО “Энергомегасбыт”, г. Москва.
АИИС Оренбургского ПМЭС собрана на базе оборудования, произведенного “Эльстер Метроника” (“ABB ВЭИ Метроника”). Для современной цифровой системы нужны точные микропроцессорные
счетчики. Практически, это компьютер, который “висит” на точке учета. От таких счетчиков зависит половина успеха системы учета.
В Оренбуржье на объектах ОАО “ФСК ЕЭС” установлены счетчики
электрической энергии ЕвроАЛЬФА класса точности 0,2S. Устройство
сбора и передачи данных (УСПД) RTU-325 позволяет повысить гибкость системы. Классической проблемой, в которую упирается реализация многих автоматизированных систем в электроэнергетике, является проблема связи. Для передачи информации АИИС на объек85
тах ФСК применяются виды связи: GSM связь, телефонная выделенная
линия, спутниковой системы связи (ВПНСС) “Гонец-АСКУЭ”, Интернет. Синхронизация системы по времени производится через спутник.
220 кВ
На подстанциях 220 кВ эксплуатируемых персоналом Оренбургского ПМЭС Значительную часть составляют счетчики СЭТ, ЕвроАЛЬФА и ЦЭ680х различных модификаций. Счетчики имеют класс
точности 0,5 и выше. В качестве устройств сбора и передачи данных
на подстанциях используются УСПД Megadata, ЭКОМ, RTU, обеспечивающие сбор данных со счетчиков. Каналы связи – телефонная выделенная линия.
Активное участие в работе по внедрению АИИС КУЭ на подстанциях 220 кВ принимал ФГУ “Оренбургский ЦСМ” – это поверка измерительных трансформаторов, каналов, экспертиза технической документации, сдача в промышленную эксплуатацию.
Таким
образом,
к
началу создания
первой
очереди
АИИС ОАО “ФСК ЕЭС” на энергообъектах компании была проделана
значительная работа по организации учета электроэнергии. Вместе с
тем требовалось обеспечить решение следующих задач:
– замена счетчиков на цифровые микропроцессорные;
– установка УСПД для обеспечения сбора данных со счетчиков по
цифровым интерфейсам;
– прокладка каналов связи между счетчиками и УСПД для сбора
данных по интерфейсу RS485;
– организация каналов связи между подстанциями и ЦСОД;
– установка недостающих и модернизация существующих измерительных трансформаторов и их вторичных цепей;
– выполнение работ по метрологическому обеспечению АИИС,
включая организацию экспертизы технической документации, поверки
компонентов измерительных каналов, проведения испытаний АИИС с
целью утверждения типа средств измерений и др.;
– выполнение работ по повышению защищенности и надежности
АИИС, а также развитию ее функциональности.
Первые четыре из перечисленных выше задач составили основу работ по созданию первой очереди АИИС ОАО “ФСК ЕЭС”, последние
две планируется выполнить в ближайшее время. В основу технического и программного обеспечения первой очереди АИИС ОАО
“ФСК ЕЭС” были положены программно-технические средства, поставляемые ООО “Эльстер Метроника”, в настоящее время являющегося стратегическим партнером ООО “Энсис Технологии”. При этом
86
реализацию первой очереди АИИС требовалось обеспечить при условии сохранения существовавшей инфраструктуры и средств сбора
данных в АО-энерго.
В настоящее время обеспечивается возможность ежесуточного автоматического сбора данных с дискретностью измерений раз в 30 минут в целом по АИИС.
Система создана по требованиям НП “АТС”. В проекте участвовало 3 организации. ООО “Эльстер Метроника” занималась разработкой,
производством и поставкой оборудования АСКУЭ. ЗАО ООО НПК
“Спецэлектромаш” (г. Красноярск) взяло на себя оформление всей
проектной документации, своевременность всех этапов работы, за
монтаж, шефмонтаж, пуско-наладку и непосредственную сдачу системы в эксплуатацию.
Созданная АИИС несет за собой решение многих задач:
– это возможность спрогнозировать суточную, месячную и даже
годовую нагрузку энергосистемы;
– отказаться от подсвечивания фонариком для записи данные со
счетчиков в журнал сбора показаний;
– оптимизировать потери в электрических сетях, создание корпоративной информационной системы.
Почти за год эксплуатации система показала себя нормально, появившееся недостатки устранялись быстро, было много нюансов в работе УСПД RTU-325.
Авторы
Бойко Сергей Валентинович – зам. директора ФГУ “Оренбургский ЦСМ”,
зав. кафедрой метрологии, стандартизации и сертификации Оренбургского
государственного университета, к.т.н., доцент
Россия, 460021, Оренбург, ул. 60-летия, 2-б.
Тел. (853-2) 33-27-70
E-mail: srt@mail.esoo.ru
Воронков Олег Александрович – инженер Оренбургского ПМЭС
Тел. (853-2) 79-79-46
87
Ильяшенко Е.В., Романов К.К.
Использование многофункциональных приборов контроля,
анализа качества и учета количества электрической энергии
производства НПП “Энерготехника”
для метрологического обеспечения измерительных систем
учета электрической энергии
Среди большого количества современных измерительных систем
заметное место занимают автоматизированные информационноизмерительные системы (АИИС) учета электрической энергии. Метрологическое обеспечение (МО) АИИС учета электрической энергии, как
и большинства других типов измерительных систем, осуществляется
практически на всех этапах её жизненного цикла, охватывая большой
перечень видов деятельности по обеспечению единства измерений [1].
Некоторые из этих работ связанны с экспериментальным определением метрологических характеристик (МХ) отдельных измерительных и
связующих компонентов систем, а также измерительных каналов (ИК)
в целом.
1. Компоненты ИК, оказывающие влияние на его МХ.
Особенности и проблемы
Наиболее распространенными измерительными компонентами ИК
АИИС учета электрической энергии, во многом определяющими его
МХ являются:
– измерительные трансформаторы напряжения;
– измерительные трансформаторы тока;
– счетчики электрической энергии.
Следует отметить также один из связующих компонентов ИК, оказывающий влияние на его МХ, – линии связи между измерительными
трансформаторами напряжения и счетчиками электрической энергии.
Рассмотрим некоторые особенности и проблемы, которые определяют специфику обсуждаемых компонентов и формируют характерный для них перечень измерительных задач, решение которых возложено на МО ИС.
В реальных условия эксплуатации счетчики электрической энергии
очень часто устанавливаются на значительном удалении от измерительных трансформаторов напряжения и тока. Это обстоятельство
приводит к ухудшению МХ ИК за счет падения напряжения на вторичных цепях трансформаторов напряжения, перегрузки трансформаторов тока, действия электромагнитных полей на линии связи, а иногда приводит к возникновению грубых ошибок из-за неправильного
подключения счетчиков.
88
Измерительные трансформаторы напряжения используются не
только для преобразования маломощных электрических сигналов, содержащих измерительную информацию о значениях измеряемых
напряжений, но и практически всегда используются для электропитания счетчиков электрической энергии, а часто и для электропитания
других технических средств. Электропитание всех этих устройств, как
правило, имеет трехфазный характер. Значение потребляемой мощности и её распределение по отдельным фазам зависит от конструкции
устройств, режимов их работы, значений подаваемых напряжений,
несимметрии напряжений, климатических условий эксплуатации
(прежде всего, температуры) и т.д. Многие из этих зависимостей характеризуются большой нестабильностью и нелинейностью. Все это
крайне осложняет определение погрешностей, возникающих во вторичных цепях трансформаторов напряжения, и приводит к потенциальной опасности перегрузки этих трансформаторов.
Следующая особенность заложена в технических требованиях действующих стандартов на измерительные трансформаторы напряжения
и тока, касающихся диапазонов мощностей нагрузок. Установка значения нижней границы допустимого диапазона мощности нагрузки,
равного 25% от номинального значения, приводит к возможности
недогрузки трансформаторов. По данным некоторых исследований [2],
которые хорошо согласуются с нашим опытом, это самое распространенное нарушение, встречающееся в рассматриваемых системах. Следует отметить, что случаев недогрузки трансформаторов напряжения
значительно больше случаев их перегрузки. Несимметрия напряжений
и других перечисленных выше обстоятельств могут приводить к существенному “перекосу” потребления электроэнергии по фазам. В этой
ситуации значительно уменьшается потребление по одним фазам и
увеличивается по другим. Теоретически возможны ситуации, когда
электропитание счетчиков и других устройств осуществляется только
от одной из фаз. Кардинальным решением этой проблемы является
комбинация следующих условий: обязательное использование
в каждой фазе специальных нагрузочных устройств (резисторов), чтобы избежать недогрузки в тех фазах, которые не участвуют в электропитании технических средств и определенный запас по выходной
мощности трансформаторов напряжения, чтобы избежать перегрузки
трансформатора в той фазе, через которую они запитываются. Точное
выполнение требований действующих нормативных документов приводит к использованию трансформаторов с завышенной номинальной
мощностью нагрузки, значительная часть которой рассеивается на дополнительных нагрузочных элементах. С точки зрения МО ИС это
означает существенное увеличение объема работ, в том числе и проведение дополнительных экспериментальных исследований.
89
2. Измерительные задачи МО ИС
Среди измерительных задач, связанных с экспериментальным
определением МХ измерительных компонентов ИК АИИС, наибольшее практическое значение имеют следующие задачи:
– измерение мощности нагрузки измерительных трансформаторов
напряжении;
– измерение мощности нагрузки измерительных трансформаторов
тока;
– определение погрешности напряжения и угловой погрешности
измерительных трансформаторов напряжения;
– определение токовой и угловой погрешности измерительных
трансформаторов тока;
– определение правильности подключения счетчиков электрической энергии;
– определение основных и дополнительных погрешностей счетчиков электрической энергии;
– определение погрешности из-за потери (падения) напряжения в
линии присоединения счетчика к трансформатору напряжения.
Решение названных выше измерительных задач МО ИС осуществляется как в ходе государственного метрологического контроля и
надзора, осуществляемого государственной метрологической службой
в лице государственных научных метрологических центров и органов
государственной метрологической службы на территориях субъектов
страны (испытания для целей утверждения типа, испытания на соответствие утвержденному типу, первичная и периодическая поверки
и т.д.), так и организациями, производящими и эксплуатирующими ИС
(приемо-сдаточные испытания, калибровка, ремонт и т.д.).
Для решения этих задач НПП “Энерготехника” предлагает использовать некоторые модификации своих многофункциональных приборов – измерителей показателей качества электрической энергии (ПКЭ)
“Ресурс-UF2”. В первую очередь, речь идет о модификациях для мобильных применений:
– “Ресурс-UF2М” и “Ресурс-UF2МВ” класса точности 0,2;
– “Ресурс-UF2-ПТ” класса 0,05.
90
3. Общая характеристика ПКЭ
Данные приборы являются специальными многоканальными средствами измерений большого количества параметров основных электрических и электроэнергетических величин: напряжения, силы тока,
углов фазовых сдвигов, мощности и энергии, учитывающими специфические особенности объектов исследования, которыми являются
системы электроснабжения, системы электропитания и электрические
сети (количество фаз, диапазоны измерений, полосы частот, требования безопасности и др.).
Одна из основных функций этих приборов – контроль качества
электрической энергии, который основан на измерении, последующей
статистической обработки и сравнении с установленными нормативными значениями так называемых показателей качества электрической
энергии (ПКЭ), являющихся параметрами напряжения [3, 4].
Вторая наиболее значимая функция приборов – анализ качества
электрической энергии с целью выявления источников и причин её
ухудшения, а также проведения организационно-технических мероприятий по улучшению режимов электропитания и энергопотребления. Для анализа качества электроэнергии используются результаты
измерений параметров напряжения, силы тока и углов фазового сдвига, регистрируемые в течение определенного интервала времени [5].
Одной из важных функций приборов является измерение (учет) активной и реактивной электрической энергии в прямом и обратном
направлениях. Приборы “Ресурс-UF2М”, “Ресурс-UF2МВ”, “РесурсUF2С” по МХ при измерении активной электрической энергии соответствуют счетчику класса точности 0,2S, а при измерении реактивной
энергии имеют класс точности 0,5. Приборы “Ресурс-UF2-ПТ” при
измерении активной энергии имеют класс точности 0,1.
Для наиболее полной реализации своих основных и дополнительных функций приборы обладают способностью запоминать (регистрировать) большое количество результатов измерений и передавать их
c помощью нескольких интерфейсов в вычислительный компонент
измерительной системы.
Среди дополнительных функций следует отметить следующие
функции:
– регистратор аварийных событий с фиксацией формы кривой измеряемых сигналов и их среднеквадратических огибающих;
– цифровой осциллограф.
91
4. Использование приборов в качестве компонентов ИС
Практически все рассмотренные функции в той или иной мере востребованы в современных АИИС учета электрической энергии и поэтому стационарные модификации рассматриваемых приборов (“Ресурс-UF2” и “Ресурс-UF2C”) могут являться измерительными компонентами или комплексными компонентами (измерительно-вычислительными комплексами) этих систем.
Кроме выполнения своих основных задач по контролю и анализу
качества электрической энергии эти приборы в наибольшей степени
подходят для использования в качестве контрольных измерительных
приборов учета электрической энергии, то есть приборов, осуществляющих измерительный контроль работы основного и резервного
счетчиков электрической энергии [6]. При этом их технические возможности позволяют существенно расширить функции контрольного
средства измерений. Использование этих приборов делает возможным
контролировать не только результат измерений количества электрической энергии, являющейся, как правило, результатом косвенных измерений, полученных на основании прямых измерений напряжений и
токов, но и проводить оценку погрешности полученного результата.
Конструктивно этих приборы предназначены для длительной эксплуатации на одном установочном месте. Они имеют удобные кабельные вводы и надежные винтовые клеммные соединители, предназначенные для подключения измерительных цепей, которые расположены
в отдельном отсеке прибора расположенном под пломбируемой крышкой. Крепление приборов производится на вертикальной или горизонтальной поверхности.
5. Использование приборов для метрологического обеспечения ИС
Для метрологического обеспечения ИС наиболее подходящими являются мобильные модификации рассматриваемых приборов “РесурсUF2М”, “Ресурс-UF2МВ” и “Ресурс-UF2-ПТ”.
В отличие от стационарных измерительных приборов мобильные
приборы имеют настольное исполнение, приспособленные для быстрого и многократного подключения, защищенные приборные соединители, комплектуются различными приспособлениями для оперативного проведения работ (измерительными кабелями, разъемными трансформаторами тока, зажимами для быстрого и надежного подключения
к измеряемому объекту, фотосчитывающими устройствами для счетчиков электрической энергии) и удобства транспортировки (корпус
с ручкой, специально оборудованный кейс). Кроме этого переносные
модификации прибора обладают большими функциональными воз92
можностями (низковольтные входы напряжения, режимы для определения МХ счетчиков, измерительных трансформаторов напряжения и
тока), а также лучшими МХ.
5.1. Определение нагрузки измерительных трансформаторов напряжения
Приборы “Ресурс-UF2M” и “Ресурс-UF2MВ” комплектуются разъемными трансформаторами тока (токоизмерительными клещами), благодаря которым они могут успешно использоваться для определения
мощности нагрузки однофазных и трехфазных измерительных трансформаторов напряжения. Для этого измерительные входы напряжения
подключаются к вторичным цепям трансформаторов, а токоизмерительные клещи надеваются на эти провода. Результаты измерений выходной мощности трансформаторов в виде активной, реактивной и
полной однофазной и трехфазной мощности, а также коэффициентов
мощности и углов фазовых сдвигов между токами и напряжениями
наряду с остальными измеряемыми характеристиками можно увидеть
на индикаторе прибора или на компьютере, подключенном к прибору.
5.2. Определение нагрузки измерительных трансформаторов тока
Удаленность трансформаторов тока от счетчиков электрической
энергии делает линии связи между ними одним из основных источников потерь мощности.
Модификация рассматриваемого прибора “Ресурс-UF2MВ” имеет
дополнительную группу низковольтных (предельные значение измеряемых напряжения 10 В) входов напряжения. Это делает его наиболее
подходящим для определения нагрузки измерительных трансформаторов тока. Необходимо отметить, что диапазон измерений при использовании этих входов очень широкий (от 10 мВ до 10 В). Фактически
прибор имеет несколько диапазонов измерений, переключение между
которыми производится автоматически.
Для измерения мощности нагрузки измерительного трансформатора тока необходимо один из низковольтных входов напряжения прибора подключить к выходу трансформатора, измеряя им напряжение
на его выходе, а токоизмерительные клещи, подключенные на заданный измерительный вход тока прибора, подключить на линию, соединяющую трансформатор тока и нагрузку, измеряя ими выходной ток
трансформатора. Результат измерений мощности нагрузки приводится
к значению номинальной мощности в рабочей точке.
93
5.3. Определение правильности подключения трехфазных счетчиков электрической энергии
При проведении различных исследований неправильное (умышленное или не умышленное) подключение счетчиков встречается достаточно часто. Создается впечатление, что это является одной из самых значительных причин небаланса и потерь в энергосистеме. С технической точки зрения особую сложность представляют комбинированные ошибки, когда неправильное соответствие фаз напряжений и
токов сочетается с ошибками при определении направления токов.
Ориентация на маркировку цепей напряжения и тока, которая может
быть ошибочной или использование приборов оперативного измерительного контроля подключения счетчиков электрической энергии, так
называемых вольтамперфазометров (ВАФ) не всегда позволяет достичь желаемого результата. Полностью избежать ошибок при подключении или достоверно выявлять факты подобных нарушений при
проведении проверок можно, либо на основании тщательного изучения объекта энергопотребления (состав оборудования, режимы его
работы, наличие или отсутствие компенсаторов реактивной электрической мощности и пр.), либо на основании результатов длительных
наблюдений и определения взаимной корреляции параметров напряжений и токов разных фаз. Использование приборов “Ресурс-UF2”
любой из названных выше модификаций позволит объективно оценит
правильность подключения счетчика.
5.4. Определение МХ счетчиков электрической энергии
Приборы “Ресурс-UF2M” и “Ресурс-UF2MВ” могут быть использованы для экспериментального определения МХ счетчиков электрической энергии. Приборы имеют соответствующие режимы работы и
могут комплектоваться специальными фотосчитывающими устройствами, предназначенными для приема импульсных сигналов со светодиодного индикатора электронных счетчиков или от метки вращающегося диска индукционного счетчика. Входящие в комплект поставки
прибора токоизмерительные клещи позволяют обойтись без разрыва
токовых цепей, что в ряде случаев может существенно облегчить подключение приборов и обеспечить оперативное проведение работ на
месте эксплуатации счетчика.
5.5. Определение МХ измерительных трансформаторов
тока и напряжения
Эталонные приборы “Ресурс-UF2-ПТ” имеют возможность подключения двух групп трехфазных входов напряжения и могут использоваться в качестве устройства сравнения при определении МХ однофазных и трехфазных измерительных трансформаторов напряжения [7]. Они могут использоваться также в качестве устройства сравнения при определении МХ измерительных трансформаторов тока.
94
Выводы
1. МО АИИС учета электрической энергии предусматривает проведение большого количества измерений, связанных с определением МХ
измерительных компонентов, связующих компонентов и измерительных каналов. Для успешного проведения всего комплекса этих работ
необходимы специальные многофункциональные приборы, учитывающие особенности этих компонентов и приспособленные к объектам
энергетики, на которые устанавливаются измерительные каналы систем. Наиболее подходящими для этих целей являются приборы “Ресурс-UF2МВ” и “Ресурс-UF2-ПТ”.
2. Методики выполнения измерений выходной мощности измерительных трансформаторов напряжения и методики определения погрешности, возникающей из-за потерь (падений) напряжений на соединительных линиях между трансформаторами напряжений и счетчиками, должны учитывать зависимость фазных токов потребления
счетчиков и других технических средств от многих факторов и, прежде всего, от несимметрии напряжений.
3. Несимметрия напряжений и другие факторы могут приводить к
режиму недогрузки, близкому к режиму холостого хода у одного или
двух измерительных трансформаторов напряжения, и поэтому для
строгого соответствия действующим стандартам необходимо обязательное использование нагрузочных устройств. Учитывая, что случаев
недогрузки измерительных трансформаторов напряжения значительно
больше случаев их перегрузки, требований стандартов в отношении
нижней границы диапазона допустимых мощностей нагрузки с технической и экономической точки зрения не бесспорны.
4. Использование в качестве измерительного компонента (контрольного счетчика) ИК АИИС учета электрической энергии приборов
“Ресурс-UF2C” позволяет существенно повысить достоверность результатов измерений и улучшить нормирование МХ, за счет предоставления информации для анализа погрешности получаемых результатов измерений.
Литература
1. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
2. Гривастов Д., Кондаков В.В., Кузовников В., Шейнин Э.М. Особенности поверки АИИС КУЭ. – Энергосбережение, 2005, №2.
3. ГОСТ 13109-97. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической
энергии в системах электроснабжения общего применения
95
4. РД 153-34.0-15.501-2000. Метрологические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах энергоснабжения общего назначения. Часть 1. Контроль качества электрической
энергии
5. РД 153-34.0-15.502-2002. Метрологические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах энергоснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической
энергии.
6. Регламент коммерческого учета электрической энергии оптового
рынка электроэнергии переходного периода (Приложение № 10 к договору о присоединении к торговой системе оптового рынка
НП “АТС” № 36 от 31 октября 2003 г.).
7. МИ 2845-2003. ГСИ. Трансформаторы напряжения 6 … 35 кВ
измерительные. Методика периодической поверки на месте эксплуатации.
Авторы
Романов Константин Константинович – гл. инженер НПП “Энерготехника”
Ильяшенко Евгений Викторович – вед. инженер НПП “Энерготехника”
Россия, 440026, г. Пенза, ул. Лермонтова, 3
http://www.entp.ru
Тел. (841-2) 56-35-67, 55-31-29
Факс. (841-2) 56-29-87
E-mail: info@entp.ru
96
Лемаев Р.А.
Цифровой киловольтметр
как средство метрологического обеспечения
высоковольтных компонентов ИС
Потребители электрической энергии, равно как и сами энергосбытовые организации заинтересованы в высоких требованиях к средствам учета электроэнергии. Это необходимо как для более точного
учета и контроля качества энергии, так и получения оперативной и
достоверной информации о потреблении энергии за произвольный
период времени. Кроме того, переход России на рыночные отношения
привел к тому, что требования к средствам учета и передачи электроэнергии ужесточились. В соответствии с [1] все расчеты за электроэнергию входят в сферу государственного метрологического контроля
и надзора. В настоящее время для учета электроэнергии широкое распространение получили автоматизированные системы коммерческого
учета электроэнергии. Согласно [2]: “Основу измерительного канала
системы коммерческого учета составляют измерительные трансформаторы тока, измерительные трансформаторы напряжения…”, а, следовательно, они подлежат обязательной поверке. Требования к методам
и средствам поверки трансформаторов напряжения, предназначенных
для применения в электрических цепях переменного тока частотой 50
или 60 Гц с номинальными напряжениями от 0,38 до 750 кВ включительно, установлены в [3], где регламентируются три метода поверки:
– метод сличения поверяемого трансформатора с образцовым
трансформатором при помощи прибора сравнения;
– метод компарирования токов с использованием электромагнитного компаратора тока и двух измерительных конденсаторов;
– метод непосредственного измерения первичного и вторичного
напряжений.
Однако независимо от метода поверки обязательными процедурами
являются определение погрешности коэффициента трансформации
трансформатора и определение формы кривой напряжения.
С практической точки зрения поверку трансформаторов целесообразно проводить непосредственно на местах эксплуатации в связи с
трудоемкостью их демонтажа и транспортировки (тем более по требованиям [3] это допускается).
Организация поверки трансформаторов напряжения с помощью
первых двух методов связана с трудностями, вызванными использованием либо образцовых трансформаторов, имеющих большие массогабаритные размеры, либо большого количества образцовых и вспомогательных средств. Применение третьего метода регламентировано
только для трансформаторов класса точности 3,0, что вызвано низкой
97
точностью существующих серийных киловольтметров типа С 100,
С 196. Такие киловольтметры, разработанные в середине прошлого
столетия, морально устарели и сняты с производства.
Таким образом, с целью совершенствования средств метрологического обеспечения систем коммерческого учета электроэнергии возникает необходимость в разработке таких средств измерений, которые
позволили бы в проводить поверку трансформаторов напряжений в
полном объеме в соответствии с [3] непосредственно на местах их эксплуатации.
В настоящее время в ФГУП “НИИЭМП” ведутся работы по созданию киловольтметра, позволяющего измерять высокое напряжение
произвольной формы.
Конструктивно киловольтметр представляет собой высоковольтный частотнокомпенсированный емкостно-омический делитель и
вольтметр с регистрацией формы и спектра измеряемого сигнала. Высокая точность разрабатываемого киловольтметра (погрешность измерений напряжения не более ± (0,1 – 0,2) %) позволит поверять более
широкий класс трансформаторов напряжений, чем указано в [3].
Для наглядного отображения формы и спектра измеряемого сигнала в киловольтметре предусмотрен графический дисплей, а для регистрации, хранения измеряемого сигнала в приборе предусмотрена
энергонезависимая память, которая позволит оценивать погрешность
коэффициента трансформации и определять форму кривой напряжения после воспроизведения сигнала на ПК.
Таким образом, разрабатываемый киловольтметр позволит решить
большинство проблем, связанных с поверкой измерительных трансформаторов. А если учесть небольшие массогабаритные параметры
прибора и его удобство при транспортировке, то разрабатываемый
киловольтметр может стать незаменимым при поверке измерительных
трансформаторов непосредственно на местах эксплуатации.
Литература
1. Закон РФ №4871–1 “Об обеспечении единства измерений” от
23 апреля 1993 г.
2. Положение об организации коммерческого учета электроэнергии
и мощности на оптовом рынке.
3. ГОСТ 8.216-88. ГСИ. Трансформаторы напряжения. Методика
поверки.
Автор
Лемаев Роман Андреевич – инженер-метролог ФГУП “НИИ ЭМП”
Россия, 440000, Пенза, ул. Каракозова, 44.
Тел. (841-2) 64-80-86
E-mail: lemaevromich@mail.ru
98
Мухамедшарипов Ф.Р., Бойко С.В.
Отличие понятий “измерение” и “учёт”
количества теплоты
Сначала ответим на интересующих многих вопрос: является теплосчётчик средством измерений или средством учета?
Из [1] следует, что теплосчётчики предназначены “… для измерения количества теплоты”. В связи с этим ни у кого не вызывает удивления, что ни один из выпускаемых промышленностью и применяемых на узлах учета теплосчётчиков не реализует алгоритма учета,
приведенный, например, в формуле 3.1 [2]. Второй член этой формулы – Qп – тепловые потери на участке от границы балансовой принадлежности системы теплоснабжения потребителя до его узла учета является договорным и его измерение (которое вряд ли целесообразно)
не входит в функции теплосчётчика.
Важное качество измерения – достоверность измерения. В измерительной практике термин “достоверность измерений” иногда подменяют термином “точность измерений”, а достоверность рассматривается как качественная характеристика, отражающая близость к нулю
случайной погрешности.
С точки зрения практики удобно использовать определение Брюханова В.А.: “Достоверность результата измерения – качество измерения, свидетельствующее о получении результата измерения с помощью средств измерений, прошедших в установленном порядке поверку или калибровку, и о соблюдении всех требований к процедуре измерений”.
Определение достоверности учета раскрывается в статье 12 п. 1
Федерального закона о бухгалтерском учете: “…Для обеспечения достоверности … данных учета и отчетности организации обязаны проводить инвентаризацию имущества и обязательств, в ходе которой
проверяются и документально подтверждаются их наличие, состояние
и оценка …”. Для обеспечения достоверности данных учета необходимо проводить контроль количества теплоты и теплоносителя, отпущенным источником теплоты и принятым потребителями.
Далее ограничимся рассмотрением измерения количества теплоносителя в закрытой системе теплопотребления. В соответствии с п. 5.2.4
[2] “водосчетчики должны обеспечивать измерение массы (объема)
теплоносителя с относительной погрешностью не более ± 2 %”.
99
Введем следующие обозначения:


G1 , G2 – истинные значения количества теплоносителя, прошедшего за определенный промежуток времени соответственно в прямом
и обратном трубопроводах;
 
G1 , G2 – соответственно результаты измерений величин G1 , G2 .
Тогда при коммерческом учете должно выполняться следующее
условие:


(1)
G  G  0,02  G .
Но все дело в том, что невозможно знать истинные значения количества теплоносителя, поэтому приходится оперировать измеренными
значениями.
Математическая модель закрытой системы теплопотребления имеет следующий вид:
G1  G2  G* ,
(2)
где G * – значение небаланса потоков, зависящее от множества
факторов.
Основными факторами, влияющими на небалансы потоков, являются утечки (перетоки) и погрешность средств измерений количества
теплоносителя. Несмотря на то, что небалансы потоков связаны с погрешностью средств измерений, однозначного заключения о погрешности средств измерений она не позволяет сделать.
Рассмотрим два предельных случая.
Пусть G*  0 . Данное равенство не означает, что погрешность
средств измерений равна нулю, так как не исключено, что погрешности средств измерения (установленных на подающем и обратном трубопроводах) одинаковы и при этом превышают 2 %, либо превышающие норму погрешности средств измерений компенсируются утечкой
(перетоком).
Пусть G*  0,02(G1  G2 ) . При этом возможен случай, при котором
погрешности средств измерения менее 2 % (на каждом из трубопроводов), но за счет утечки (перетока) значение небаланса потоков превышает допустимый порог. На практике результаты таких измерений не
принимаются к коммерческим расчетам.
Из рассмотренного можно сделать следующий вывод: анализ результатов измерений с учетом уравнения баланса потоков не позволяет
сделать однозначный вывод о погрешностях измерений.
100
Значение небаланса можно определить по формуле:
(3)
G*  G1  G2 .
Если учесть погрешности измерений масс теплоносителя в формуле (3), то получим значение утечки G у , равное:
G у  G1  (1  G1 )  G2  (1  G 2 ) 
(4)
   G1  G1  G1  G1  (1  )  G 2  ,
где G1 , G 2 – систематические составляющие относительных погрешностей измерений масс G1 , G2 (безразмерные величины);
G  G2
– коэффициент невозврата (утечки) теплоносителя в
 1
G1
системе теплопотребления.
Первая составляющая правой части формулы (4) является фактическим значением утечки теплоносителя, вторая – абсолютной погрешностью измерений утечки. Тогда относительная погрешность измерений утечки  у равна:
G1  (1  )  G 2
.
(5)

Полагая G1 и G 2 случайными, статистически независимыми величинами, и переходя к пределу допускаемой относительной погрешности измерений массы утечки  у при доверительной вероятности 0,95, получим:
у 
1  (1  ) 2
 G  AG  G ,
(6)

где  G – предел допускаемой относительной погрешности измерений массы теплоносителя средств измерений данного типа при доверительной вероятности 0,95 (безразмерная величина).
Формула (6) получена при условии, что средства измерений количества воды, установленные на подающем и обратном трубопроводе
системы теплопотребления, имеют одинаковый нормированный предел допускаемой относительной погрешности измерений количества
теплоносителя  G (то есть G1  G 2  G ).
В таблице 1 приведена зависимость коэффициента AG от коэффициента невозврата теплоносителя  .
Для закрытой системы теплопотребления типичным является случай, когда 1  0,02 . В соответствии с п. 5.2.4 [2] примем G  0,02 .
у 
101
Таблица 1
α
АG
α
АG
0,01
0,02
0,04
140
70
35
Продолжение таблицы 1
0,5
2,24
0,6
1,80
0,1
13,5
0,7
1,49
0,8
1,27
0,2
6,4
0,3
4,1
0,9
1,12
0,4
2,9
1,0
1,00
Тогда предел допускаемой относительной погрешности измерений
массы утечки  у равен:
 у  70  (0,02 )  1,40 или 140 % .
Измерение G у с погрешностью  140 % лишено какого-либо физического смысла.
Если величина G у , определенная как разность G1 и G2 , будет входить сомножителем в одну из составляющих уравнения измерений
тепловой энергии, то общая погрешность измерений последней резко
возрастает и может превысить допускаемую [2].
Для получения приемлемых значений погрешности измерений G у
как разности G1 и G2 необходимо резко уменьшить предел допускаемой погрешности измерений применяемых средств измерений количества воды (до 0,5 % и даже до 0,25 %), что существенно увеличит стоимость узла учета и в большинстве случаев экономически неприемлемо. Другой способ заключается в применении согласованной с погрешностью (0,35  0,5) % пары средств измерений количества воды.
Литература
1. ГОСТ Р 51649-2000. Теплосчётчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические условия
2. Правила учета тепловой энергии и теплоносителя. Изд. МЭИ,
1995.
Авторы
Бойко Сергей Валентинович – зам. директора ФГУ “Оренбургский ЦСМ”,
зав. кафедрой метрологии, стандартизации и сертификации Оренбургского
государственного университета, к.т.н., доцент
Россия, 460021, Оренбург, ул. 60-летия, 2-б.
Тел. (853-2) 33-27-70
E-mail: srt@mail.esoo.ru
Мухамедшарипов Ф.Р., инженер 1 категории ГУП УК “Преображенское”
102
Мухамедшарипов Ф.Р., Бойко С.В.
Анализ критериев выбора теплосчётчика
Выбор теплосчётчика – вопрос непростой. Необходимо учитывать
гамму конкретных факторов, ограничивающих в той или иной степени
свободу выбора теплосчётчика. Например, отсутствие приспособленного помещения, малый располагаемый напор, малые скорости потока
теплоносителя, короткие длины прямых участков трубопровода, отсутствие подготовленного персонала и т.п.
Рассмотрим основные технические и метрологические характеристики теплосчётчиков.
1. Погрешность измерений количества тепловой энергии и теплоносителя. Погрешность регламентирована ГОСТ Р 51649-2000 “Теплосчётчики для водяных систем теплоснабжения. Общие технические
условия” и “Правила учета тепловой энергии и теплоносителя”. Погрешность всех выпускаемых теплосчётчиков соответствует требованиям этих документов. В последнее время появились приборы, обеспечивающие измерения теплоты с большей точностью, что особенно
важно для источников теплоты и крупных потребителей. Наблюдается
тенденция к снижению погрешности измерений количества теплоносителя до ± 1 % (нормативное – не более ± 2 %) и к обеспечению подбора пары преобразователей расхода.
2. Диапазон изменений расхода. Нормативно установлен диапазон
по расходу не менее 1:25, и все теплосчётчики удовлетворяют этому
требованию. Однако у большинства из них наибольший расход соответствует скорости потока воды 10 м/с и более, так что наименьший
расход, который возможно корректно измерять, соответствует скорости не менее 0,4 м/с. На практике ввиду малых располагаемых напоров
в системе теплоснабжения у потребителей фактическая скорость потока воды колеблется от 0,1 до 0,5 м/с. Следовательно, далеко не все
теплосчётчики обладают необходимым наименьшим измеряемым расходом. Кроме того, при переходе с зимнего на летний режим работы
системы теплоснабжения расход уменьшается в 3-5 раз. Таким образом, указанный диапазон недостаточен и возникает необходимость
установки на узлах учета двух комплектов приборов. В связи с этим
прослеживается тенденция расширения диапазона изменений расхода
до значений 1:100 и более с погрешностью измерений не более ± 2 %.
3. Диапазон измерений температур. Нормативно установлена
наибольшая измеряемая температура 150 °С. Формально практически
все теплосчётчики удовлетворяют этому требованию. Поскольку в
стране мало горячеводных стендов, то не все теплосчётчики проходят
испытания на влияние температуры. И практика показывает, что мно103
гие из них, особенно имеющие механические, вихревые и ультразвуковые преобразователи объема воды, существенно занижают результаты измерений массы с ростом температуры теплоносителя.
4. Диапазон изменений разности температур. До недавнего времени
этот диапазон ограничивался снизу значением 10 °С, в связи с чем, в
частности, нормированное предельное значение погрешности измерений теплоты установлено для разности температур не ниже 10 °С. Тем
не менее, у современных теплосчётчиков нижний предел разности
температур опустился до значений 3 °С. Как показывает практика, такие малые разности температур характерны для реальных условий
эксплуатации систем теплопотребления.
5. Потери давления. Преобразователи расхода (объема) воды теплосчётчиков, устанавливаемые в трубопроводах, обладают гидравлическим сопротивлением, что создает потери давления на них. Ввиду
малых располагаемых напоров в системе теплоснабжения этот параметр часто весьма критичен. Пожалуй, только полнопроходные
(без занижения диаметра трубопровода с целью увеличения скорости
потока воды) электромагнитные и ультразвуковые составляют исключение и не создают существенных потерь давления.
6. Длины прямых участков трубопровода. Многие типы преобразователей расхода (объема) воды теплосчётчиков для корректных измерений требуют наличия существенных длин (до 5 диаметров трубопровода и более) прямых участков до и после места их установки.
Особенно критичны к этим параметрам ультразвуковые преобразователи. Но на практике (в подвале) не всегда возможно удовлетворить
этим требованиям.
7. Регистрация температур и давлений. Нормами предусмотрена
регистрация среднечасовых температур и, для абонентов со средней и
большой мощности, давлений в трубопроводах системы. Практически
все теплосчётчики обеспечивают эти требования по температуре, но
только некоторые – по давлению.
8. Каналы измерений. Современные теплосчётчики превратились в
комплексные измерительные системы, позволяющие осуществлять
весь набор функций, предусмотренный нормами для узлов учета: измерения теплоты и массы теплоносителя, температуры и давления, а
также продолжительности нормального функционирования. Более того, некоторые типы могут обслуживать одновременно учет по двум
более тепловым вводам, например, по нагрузке отопления и вентиляции и по магистрали ГВС. В этом случае теплосчётчик становится
универсальным и может удовлетворить требования самых разнообразных источников и потребителей теплоты.
104
9. Наличие и глубина архива. Практически все современные теплосчётчики осуществляют архивирование измерительной информации с
возможностью последующего извлечения архивных данных либо
непосредственно с прибора, либо с помощью дополнительных терминалов. При этом важнейшим фактором является возможность вывода с
датированием архивных данных на табло прибора. Глубина архивов,
как правило, имеется не менее: 45 суток – часовые, 6 месяцев – суточные и 4-5 лет – месячные. Номенклатура архивируемых данных и глубина архива в большинстве случаев обеспечивают, иногда даже с избытком, возможность формирования журналов учета и отчетов для
теплоснабжающей организации.
10. Наличие системы диагностики. Большинство теплосчётчиков
снабжено системой самодиагностики, которая обеспечивает периодическую автоматическую проверку состояния прибора и выдачу, как на
дисплей прибора, так и занесение в его архив сведений о характере
возникших отказов (нештатных ситуаций) и календарном времени их
возникновения. Одновременно приборы могут регистрировать и ситуации, возникающие в системе теплоснабжения, такие как выход текущего значения расхода за пределы установленного для прибора диапазона либо за пределы введенной в память прибора уставки, отключение сетевого питания, небаланс масс в трубопроводах и др. и выдавать,
как на дисплей прибора, так и заносить в его архив сведений о возникших ситуациях и календарном времени их возникновения.
11. Наличие интерфейса для связи с компьютером, принтером или
модемом. Многие современные теплосчётчики снабжены стандартными интерфейсами (RS 232, RS 485, СЕNТRОNICS и др.), позволяющими передавать как текущую измерительную информацию, так и архивные данные за любой заданный промежуток времени на внешнее оборудование.
12. Энергонезависимость. Для полной энергонезависимости теплосчётчиков имеются две предпосылки: перерывы электропитания сети
220 В и безопасность эксплуатации. С перерывами можно бороться
применением блоков бесперебойного питания. Но это возможно только на крупных объектах. Безопасность важна у таких абонентов, как
школы, садики и другие объекты бюджетной сферы.
13. Межповерочный интервал. Поскольку межповерочный интервал является экономической категорией (затраты на проведение поверки составляют до 10 % стоимости теплосчётчика), то понятно стремление его увеличить. На сегодня он, как правило, составляет 4 года.
14. Комплектность поставки. Получение комплекта теплосчётчика
от одного поставщика гарантирует совместимость его элементов и ра105
ботоспособность их в совокупности. В противном случае возможны
недоразумения, связанные с адаптацией теплосчётчика к конкретным
условиям применения и не проявляющиеся на этапе ввода в эксплуатацию. При этом часто недоразумения возникают в процессе эксплуатации.
15. Стоимость. Стоимость комплекта различных теплосчётчиков
колеблется в широком диапазоне и зависит прежде всего от стоимости
преобразователей расхода, количества каналов измерений теплоты,
необходимости измерений давления, наличия внешнего оборудования
(принтер, модем), поставщика (отечественный, зарубежный) и других
факторов. Стоимость преобразователей в свою очередь зависит, прежде всего, от метода измерений расхода и диаметра условного прохода.
Теперь рассмотрим основные факторы, оказывающие разное воздействие на средства измерения количества теплоносителя, основанных на различных принципах действия.
1. Несформированность потока. Оказывает влияние на все типы
счетчиков, но в наименьшей степени – на электромагнитные. Для исключения влияния этого фактора необходимо предусмотреть струевыпрямитель.
2. Обратный поток. Установка обратного клапана перед тахометрическими и вихревыми счетчиками исключает возникновение обратных
потоков через них. Другие типы расходомеров-счетчиков позволяют
измерить величину обратного потока и, таким образом, учесть ее.
3. Несогласованность по расходу. Оказывает влияние на все типы
счетчиков, кроме сужающих устройств. Для увеличения скорости потока (увеличения расхода) необходимо делать сужение, а тахометрический счетчик просто заменить счетчиком меньшего диаметра.
4. Многофазность потока (воздух, механические включения). Оказывает влияние на все типы счетчиков. Для исключения влияния механических включений, которые могут привести к поломке тахометрических счетчиков, перед ними устанавливают фильтр. При появлении в
среде воздуха, погрешность измерений возрастает в несколько раз,
поэтому перед счетчиком или расходомером-счетчиком необходимо
установить воздушный клапан. Возможно также раздельное измерение
фаз или измерение массового объема, не учитывающего массу воздуха.
5. Пульсации. Для исключения влияния пульсаций, влияющих на
тахометрические, вихревые расходомеры-счетчики и сужающие
устройства, устанавливают демпферы.
6. Режим водопотребления. Должен соответствовать диапазону измеряемых расходов водосчетчика. Этот режим можно согласовать с
106
помощью комбинированных счетчиков, имеющих широкий динамический диапазон, либо группой счетчиков.
Авторы
Бойко Сергей Валентинович – зам. директора ФГУ “Оренбургский ЦСМ”,
зав. кафедрой метрологии, стандартизации и сертификации Оренбургского
государственного университета, к.т.н., доцент
Россия, 460021, Оренбург, ул. 60-летия, 2-б.
Тел. (853-2) 33-27-70
E-mail: srt@mail.esoo.ru
Мухамедшарипов Ф.Р., инженер 1 категории ГУП УК “Преображенское”
107
Чухланцева М.М.
Нормирование метрологических характеристик
автоматизированных поверочных установок
средств измерений расхода жидкости и её количества
Практически 70 % всех измерений, выполняемых в научных исследованиях, промышленности, энергетике, сельском хозяйстве, при добыче и транспортировке природных энергоносителей, связаны с измерениями расхода, количества, давления и уровня веществ.
В настоящее время доля этих измерений возрастает за счёт применения средств измерений расхода жидкости и её количества (объёма и
массы) в жилищно-коммунальном хозяйстве (ЖКХ) для целей коммерческого учёта энергоносителей.
Проблема метрологического обеспечения испытаний расходомеров, счётчиков жидкости [1] является не новой и активно обсуждалась
и решалась ещё 20-25 лет назад. Проблема совершенствования поверочной базы расходометрии также затрагивалась ранее и постоянно
рассматривается в последние годы на ряде конференций и семинаров,
в публикациях [2–4], Internet. Несмотря на то, что с 1 января 2005 г.
введён ГОСТ Р 8.608 [5], проблема стандартизации требований к поверочным расходомерным установкам и нормированию их метрологических характеристик (МХ) остаётся актуальной.
Современная поверочная установка, как правило, автоматизированная, представляет собой сложную техническую систему (рис. 1),
обеспечивающую воспроизведение расхода с определёнными характеристиками в указанном диапазоне и измерение расхода (объёма или
массы) с нормированными МХ, имеющую программное обеспечение и
является измерительной системой по ГОСТ Р 8.596 [6]. В то же время
такая система является соответствующим “звеном” в поверочной схеме, применяется в сферах Государственного метрологического контроля и надзора и поэтому процессу нормирования МХ необходимо
уделять особое внимание.
Поскольку нормированные характеристики используются для их
сравнения с оценками, получаемыми в результате последующих испытаний и сравнения между собой различных типов установок, то процесс нормирования должен быть унифицирован.
Унификация нормирования МХ установок предполагает создание
“перечня-ограничителя” нормируемых характеристик с указанием их
точного и единственного наименования, разработку оптимальных способов нормирования с учётом специфики расходомерных поверочных
установок, а также установление единых форм представления характеристик.
108
109
На наш взгляд в настоящий момент такой унификации в полном
смысле ещё нет. Так, например, зачастую имеет место смешение
смыслового содержания понятий “расход” и “количество”. Указывается абстрактная “погрешность установок” (непонятно – измерений чего? каким методом? каким измерительным каналом?) или сообщается
“погрешность по весам – 0,08”, “погрешность сличения – 0,25”, “установка класса 0,08”, “погрешность по расходомерам – 0,66” (ОКБ “Гидродинамика”), а характеристики, определяющие условия проведения
измерений причисляются к метрологическим.
В некоторых случаях указываются отдельные составляющие
(например, малогабаритный проливной стенд поверочный МПСП,
МИ 2452-97) [7]:
– неисключённая систематическая погрешность эталонного тепловодосчётчика;
– флуктуации расхода на стенде;
– погрешность от изменения местоположения первичных преобразователей в рабочей зоне стенда,
а суммарное воздействие этих влияющих факторов на результат
измерений не оценено.
В редких случаях приводятся данные о доверительной вероятности.
Более полная методика оценивания погрешности измерений поверочной установки приведена в долгожданном ГОСТ Р 8.608 [4], использующая вероятностно-статистический подход. Но и этот случай
оказался частным. Во-первых, не каждый разработчик-изготовитель
(да и потребитель) могут позволить себе смонтировать последовательно не менее чем два преобразователя (счётчика) расхода или объёма
воды высокой точности (из-за дороговизны); во-вторых, традиционно
используются установки с измерением расхода (объёма) не только эталонным расходомером/счётчиком, но и весовым способом, в том числе
комбинированные.
В Государственной системе обеспечения единства измерений (ГСИ) процедуры “унифицированного” нормирования МХ средств
измерений (СИ) сформулированы в ГОСТ 8.009 [8]и РД 590-453 [9].
Однако эти процедуры нуждаются в конкретизации применительно
к определённым классификационным группам поверочных установок СИ расхода жидкости и её количества (также “расходомерных
установок”).
Первую конкретизацию мы увидели в вышеупомянутом стандарте
на установки для поверки средств измерений расхода и объёма воды
сличением с преобразователями (счётчиками) расхода и (или) объёма
воды [5]. Судя по выступлениям на Internet-форумах [10], осталось
110
много недовольных. Учитывая тот факт, что поверочные проливные
установки практически в 100 % случаев являются единичными СИ,
создаваемые на конкретных объектах, возникают вопрос: “Возможна
ли унификация нормирования МХ таких установок? Возможно ли
принятие одного нормативного документа (НД), что называется, на все
случаи жизни?”
Выше упоминалось, что поверочные установки СИ расхода жидкости и её количества являются “звеном” в государственной поверочной
схеме, а значит – унификация нормирования МХ обязана быть. Тогда
каким образом?
На самом деле в ГСИ существует огромный арсенал НД по основополагающим вопросам метрологии, по нормированию МХ СИ, по оцениванию погрешностей и обработке результатов измерений, по метрологическому обеспечению измерительных систем и т.д. Вероятно, следует выработать единые методические подходы к нормированию МХ
поверочных установок СИ расхода жидкости и её количества.
Процедуры нормирования МХ любых СИ включают:
– анализ основных факторов, влияющих на процесс измерений;
– выбор объекта метрологического исследования;
– установление комплекса нормируемых МХ, в том числе планирование эксперимента и разработка алгоритма оценивания МХ.
Во всех расходомерных установках расход Q моделируется по единому принципу:
Q
Y
,

где Y – количество жидкости (в единицах объёма или массы), пропущенное через испытываемый расходомер и измеренное средствами,
входящими в состав установки;  – интервал осреднения расхода, также измеряемый на установке.
Основные факторы, влияющие на процесс измерений расхода (объёма) жидкости, определяются выбранным методом измерений: косвенным (так называемым “весовым” или “массовым”) или прямым (так
называемым методом “сличения” или “по расходомерам” с использованием эталонных расходомеров или счётчиков объёма воды), а также
современными техническими решениями при его аппаратнопрограммной реализации. При этом необходимо чётко разделять эксплуатационные характеристики установки (в т.ч. технологические;
характеристики, определяющие условия проведения испытаний; характеристики структуры потока; параметры пульсации расхода; характеристика частотного регулятора; энергопотребление; конструктивные
111
характеристики) [1] и метрологические, которые должны быть связаны
с нормируемыми комплексами по ГОСТ 8.009 [8].
Важнейшие метрологические характеристики автоматизированных
поверочных установок СИ расхода (объёма) жидкости приведены в
таблице 1.
Таблица 1
Метрологическая характеристика
1 Диапазон воспроизведения и измерения расхода Qmin – Qmax
Группа МХ по ГОСТ 8.009
1 – характеристики, предназначенные для определения результатов измерений
2 Функция преобразования Q(Y, )
3 Погрешность единичного воспроизведения и измерения расхода Q
2 – характеристика погрешности
СИ
4 Функции влияния 
3 – характеристики чувствительности СИ к влияющим величинам
В отечественной научно-технической литературе известны работы
ряда авторов (например, Бирюков Б.В., Данилов М.А., Кивилис С.С. и
др.), в которых подробнейшим образом описаны процедуры нормирования МХ поверочных расходомерных установок различных классификационных групп, описаны их метрологические модели, проведён
анализ влияющих факторов на процесс измерений. Выбор той или
иной метрологической модели и переход к пределам погрешности
единичного воспроизведения и измерения расхода зависит от типа
установки, выбранного метода, положенного в основу измерений, программно-аппаратной реализации, степени автоматизации. Данные методические наработки вполне могут быть адаптированы и для современных установок.
Следует отметить, что опыт нормирования МХ автоматизированных расходомерных установок наработан в настоящее время в ряде
ГНМЦ Госстандарта России (Ростехрегулирования), ГЦИ СИ при испытаниях для целей утверждения типа, но вопрос унификации нормирования остаётся открытым.
Некоторые наработки имеются и у нас в ФГУ “Томский ЦСМ”. Так
для установки поверочной проливной типа УП-45 (рис. 2, 3), расположенной на предприятии ООО “КОНТО” г. Томск, реализующей “весо-
112
Рис. 2. Общий вид установки УП-45
Рис. 3. Рабочее место оператора
113
114
вой” метод нами была проведена систематизация исходных данных с
целью выбора объекта исследований, установления комплекса нормируемых МХ и способа оценивания погрешности измерений (таблица 2). Данный методический подход позволил определить метрологические модели измерительных каналов установки, оптимизировать
план эксперимента и разработать программу испытаний для целей
утверждения типа СИ. Тип СИ утверждён. Для обработки результатов
измерений использованы известные методические рекомендации –
МИ 1552 [11], МИ 2083 [12].
При испытаниях поверочной установки МП “Томсктеплосеть”, реализующей метод “сличения”, обработка результатов проводилась по
ГОСТ 8.207 [13].
Несмотря на то, что в практической метрологии расходомерные
проливные установки утверждаются как тип, используются в поверочной схеме, а для нормирования МХ существует немалый арсенал методических средств, проблемы нормирования МХ автоматизированных поверочных установок остаются. На наш взгляд разработка нормативного документа, определяющего общие технические требования
к поверочным установкам, способы нормирования МХ, аттестацию их
программного обеспечения, при необходимости аттестацию методики
выполнения измерений, является необходимой.
Литература
1. Бирюков Б.В., Данилов М.А., Кивилис С.С. Испытания расходомеров. – М.: Изд-во стандартов, 1987. – 240 с.
2. Кузник И.В., Брюханов В.А. Стандартизация требований к поверочным расходомерным установкам // Законодательная и прикладная
метрология, 2003, №6. – С. 32–36.
3. Мусин И.А., Косолапов А.В. Автоматизированные поверочные
установки: решения и проблемы / Доклады Всерос. симп. “Мир измерений и учёта”, Санкт-Петербург, 2004. – С. 240–257.
4. Степанов О.С., Данилов М.А., Кудеяров Ю.А. Экспериментальные исследования методов контроля метрологических характеристик
расходомеров и счётчиков воды при их эксплуатации // Законодательная и прикладная метрология, 2003, №3. – С. 20–26.
5. ГОСТ Р 8.608-2004. ГСИ. Установки для поверки средств измерений расхода и объёма воды сличением с преобразователями (счётчиками) расхода и (или) объёма воды. Основные метрологические и технические требования
6. ГОСТ Р 8.596-2002. ГСИ. Метрологическое обеспечение измерительных систем. Основные положения
115
7. МИ 2452-97. ГСИ. Малогабаритный проливной стенд поверочный МПСП. Методика поверки.
8. ГОСТ 8.009-84. ГСИ. Нормируемые метрологические характеристики средств измерений.
9. РД 50-453-84. Методический
материал
по
применению
ГОСТ 8.009-84.
10. Web-site: http://dkvartal.ru/metrolog
11. МИ 1552-86. ГСИ. Измерения прямые однократные. Оценивание погрешностей результатов измерений.
12. МИ 2083-90. ГСИ. Измерения косвенные. Определение результатов измерений и оценивание их погрешности.
13. ГОСТ 8.207-76. ГСИ. Прямые измерения с многократными
наблюдениями. Методы обработки результатов наблюдений. Основные положения
Автор
Чухланцева Марина Михайловна – зам. директора по метрологии, руководитель органа ГМС, руководитель ГЦИ СИ ФГУ “Томский ЦСМ”
Россия, 634012, г. Томск, ул. Косарева, д. 17-а
Тел. (382-2) 55-82-44
E-mail: chuhlantseva@tcsms.tomsk.ru
116
Милейковский Ю.С.
Новые подходы к решению проблем
при организации коммерческих узлов учета
и регулирования тепловой энергии
1. Итоги сравнительных испытаний теплосчётчиков в
условиях максимального приближения к эксплуатационным, которые были проведены в г. Витебске Белорусским
государственным институтом метрологии в мае-июне 2005 г.
1.1. Учет тепловой энергии основан на измерении параметров теплоносителя, которое должно проводиться с нормированной точностью.
Программа эффективного использования энергетических ресурсов не
может быть в полной мере реализована без средств измерений (СИ),
которые позволяют дать численную оценку их качественного и количественного использования. В области теплотехнических измерений
такими СИ являются теплосчётчики. Наиболее критичными с точки
зрения погрешности теплосчётчиков были признаны измерения, связанные с определением накопленного объема (расхода) теплоносителя.
Контроль точности приборов по каналу измерений расхода теплоносителя является ключевым моментом обеспечения правильности учета.
Изготовители приборов в стремлении повысить потребительские свойства своей продукции на стадии продажи стараются увеличить ее межповерочные интервалы (МПИ) и их метрологические характеристики (МХ). Указанные характеристики (МПИ и МХ) присваивают типу
теплосчётчика в процессе соответствующих государственных испытаний на ограниченном количестве образцов. Накопленный опыт эксплуатации теплосчётчиков показал, что указанные испытания и последующая поверка не может в полной мере являться гарантией отсутствия брака в производстве серийной продукции, поскольку, как правило, проводится в условиях, отличных от реальных условий эксплуатации в режиме ускоренного теста.
1.2. В результате предварительных исследований были выявлены
следующие факторы влияния на метрологические характеристики каналов измерений расхода теплоносителя, которые могут существенно
изменять погрешность теплосчётчика, но не оцениваются операциями
поверки:
– изменение места эксплуатации;
– наличие на месте эксплуатации несимметричной эпюры скоростей теплоносителя, вызванной местными сопротивлениями, которые
находятся за пределами нормируемой длины прямых участков;
– изменение температуры и солевого состава теплоносителя;
117
– засорение измерительной камеры продуктами коррозии.
1.3. С целью определения влияния вышеназванных факторов по
поручению Госстандарта РБ (письмо № р03-1999 от 30.12.2004 г.) были подготовлены и проведены выборочные сравнительные испытания
каналов измерений расхода теплоносителя теплосчётчиков под руководством Республиканского унитарного предприятия “Белорусский
государственный институт метрологии” (РУП “БелГИМ”). Испытания
были проведены в соответствии с установленным графиком с 23 мая
по 2 июня 2005г.
1.4. На испытания были приглашены все ведущие Изготовители
теплосчётчиков (всего 19 фирм России, Белоруссии и Украины). На
испытания также были приглашены ведущие метрологические и энергетические предприятия России и Белоруссии.
1.5. К величайшему сожалению, в добровольном порядке изъявили
желание принять участие в сравнительных испытаниях только следующие фирмы:
– СООО “Семпал-Бел” (теплосчётчик СВТУ-10М) – Украина;
– ООО “ТБН Энергосервис” (теплосчётчик КМ-5) – Россия;
– ЗАО “Энергосервисная компания 3Э” (теплосчётчик ЭСКО-Т) –
Россия.
1.6. Организаторы испытаний в соответствии с утвержденным
РЕГЛАМЕНТОМ приняли решение провести за свой счет испытания
образцов продукции белорусских Изготовителей теплосчётчиков
ТЭМ-05М, ТЭРМ-02, SKU-02 и СВиТ-02, поскольку указанные СИ
являются основными типами теплосчётчиков на коммерческих узлах
учета Республики Беларусь. Образцы указанных типов теплосчётчиков
были сняты с узлов коммерческого учета Организаторов испытаний.
При выборе образцов СИ Организаторы испытаний руководствовались
следующими критериями:
– межповерочный интервал СИ не должен быть просрочен;
– СИ должен быть отградуирован Изготовителем в первый раз при
выпуске из производства;
– образец должен соответствовать по возможности новейшим моделям испытуемого типа СИ.
1.7. В результате испытаний оказалось, что все вышеперечисленные факторы влияния существенно воздействуют как на теплосчётчики с электромагнитными преобразователями расхода, так и на теплосчётчики с ультразвуковыми преобразователями расхода. В результате
оказалось, что только теплосчётчик ЭСКО МТР-06 в полной мере соответствовал по результатам своих испытаний требованиям норматив118
ной документации. Образцы теплосчётчиков ТЭРМ-02 (электромагнитный, Изготовитель СП ООО “Термо-К”, РБ) и СВиТ-02 (ультразвуковой, Изготовитель ОАО “МПОВТ”, РБ) были признаны по результатам испытаний полностью негодными для целей коммерческого учета.
По остальным образцам испытуемых теплосчётчиков были начислены
баллы качества, которые представлены в таблице 1.
Таблица 1 – Итоговая таблица оценок качества измерений по результатам сравнительных испытаний теплосчётчиков
Экспериментальная
Дополнительные
Результирующая
оценка
оценки качества МХ
оценка
№ Наименование СИ
качества МХ СИ,
СИ
МХ СИ
п/п
(баллы)
(баллы)
(баллы)
СИПРОГ
СИG СИЭ СИГ СИt
СИПРОГ
Идеальный канал
измерений расхода
1 по СТБН ЕН 1434
59
55
16 16
4
150

G 
 П .i  1  0,01 max , %
Gi 

2
3
4
5
6
7
ЭСКО МТР-06
90
70
0
18
7
185
ЭСКО-Т-2
40
16
0
15
–1
70
СВТУ-10М(М2)
50
21
0
–6
2
67
SKU-02
45
–1
10
1
–3
52
ТЭМ-05М
17
1
16 12
–4
42
КМ-5
2
7
0
12
–1
20
Примечания:
1. СИG – Дополнительная оценка за фактический диапазон измерений, достигнутый в результате испытаний
2. СИЭ – Дополнительная оценка (повышающий коэффициент), который учитывал, что теплосчётчик был снят с действующего объекта эксплуатации.
3. СИГ – Дополнительная оценка, которая учитывала степень воздействия на
теплосчётчик несимметричных потоков теплоносителя.
4. СИt – Дополнительная оценка, которая учитывала устойчивость результатов измерений теплосчётчика к температуре теплоносителя.
1.8. Сравнительные испытания теплосчётчиков поставили точку на
некоторых общепринятых заблуждениях, которые легли в основу доброго десятка нормативных документов по приборам учета. Например,
считалось, что погрешность теплосчётчика носит систематический
характер, а потому многократные измерения при его поверке не требуются. Следствием этого достаточно умозрительного заключения
явилось также требование о подборе “согласованных” пар каналов из119
мерений расхода для контроля над утечками теплоносителя по разности результатов измерений массы теплоносителя на прямом и обратном трубопроводе. Можно привести еще ряд подобных заблуждений,
которые, по сути, дезориентировали метрологические службы в плане
обнаружения брака в выпускаемых средствах измерений. Беспристрастный эксперимент показал, что у теплосчётчиков погрешность
носит случайный характер, а систематические эффекты в результатах
его измерений в той или иной степени привязаны к конкретным условиям его эксплуатации.
1.9. Следует отметить, что всем потенциальным участникам испытаний за 4 месяца до их начала были разосланы проекты ПРОГРАММЫ и РЕГЛАМЕНТА испытаний. Ни одного существенного замечания на указанные документы не было получено, что уже говорит о высоком качестве их разработки. На испытаниях были обеспечены беспрецедентные меры по устранению возможных фальсификаций или
незаслуженных преференций какому-либо типу теплосчётчиков. Все
участники обладали в полной мере всей информацией по результатам
измерений ежедневно и обладали всеми правами взаимного контроля в
процессе экспериментальных исследований. Не было ни одной обоснованной официальной жалобы на Отчет РУП “БелГИМ”, который
был опубликован по результатам сравнительных испытаний.
Примечание – Более подробно с материалами испытаний можно
ознакомиться прочитав ПРОГРАММУ и РЕГЛАМЕНТ сравнительных
испытаний, а также ОТЧЕТ РУП “БелГИМ” по их результатам.
2. Принципиальные причины неудовлетворительного качества теплосчётчиков и систем регулирования отпуска
тепловой энергии и предложения по их устранению
2.1. Испытания практически подтвердили принципиальную невозможность обеспечения теплосчётчиками долговременных качественных измерений в диапазоне более чем 1:100. Это значит, что даже у
самых продвинутых и сравнительно дорогих изделий минимальное
значение расхода не может отличаться от максимального значения
более чем в сто раз. Более того, по результатам многочисленных предварительных неформальных исследований оказалось, что подавляющее большинство теплосчётчиков могут обеспечивать долговременные
метрологические характеристики только в диапазоне измерений по
расходу не более, чем 1:10. Основной причиной являются экстремальные условия их эксплуатации и реальные возможности технологии
измерений. В частности, отложения продуктов коррозии и накипи в
измерительной камере преобразователя расхода теплосчётчика, которые можно устранить либо кардинальным улучшением качества сетевой воды, либо выбором типоразмера таким образом, чтобы скорости
120
теплоносителя в измерительном сечении находились в пределах (0,5 – 10) м/с.
Примечание – На практике указанное требование может вступить в
противоречие с действующей нормативной документацией по устройству тепло и водопотребляющих систем, которые требуют поддержания скорости воды в трубопроводах менее 0,5 м/с (для устранения шума). На самом деле измерительные сечения теплосчётчиков на трубопроводе следует рассматривать как местные сопротивления, которые
не создают шума при выполнении элементарных технических требований.
2.2. Откуда взялась потребность в теплосчётчиках с широким диапазоном измерений (1:100, 1:200, 1:300, 1:500, 1:1000)? Ведь нагрузка
на отопление меняется в диапазоне не более, чем 1:3. Отчет РУП
“БелГИМ” (см. приложение Н) отвечает на этот вопрос однозначно.
При наличии системы горячего водоснабжения в межотопительный
период расход теплоносителя может изменяться на подобных узлах
учета именно в таких широких диапазонах. Причиной тому нерациональное проектирование технологических систем ГВС и систем регулирования ее температуры. К примеру, имеется ГВС, у которой максимальная нагрузка – 2 Гкал/ч, средняя – 1 Гкал/ч, минимальная –
0 Гкал/ч. По условиям обеспечения пиковых нагрузок при сложившихся подходах нам необходимо выбрать скоростные теплообменники из
расчета обеспечения максимальной мощности (экономически дорогое
решение). Вполне понятно, что применение регулятора температуры,
который обеспечивает расход греющего теплоносителя адекватно тепловой нагрузке (ПИД-регуляторы), приводит к требованию о бесконечно широком диапазоне измерений.
3. Принципиальные методы построения узлов учета и регулирования тепловой энергии, выбор теплосчётчиков по
критериям цена-качество с точки зрения экономической целесообразности их применения
3.1. В принципе, диапазона 1:10 (даже 1:5) вполне хватает для
обеспечения качественного учета на коммерческом узле при его рациональном проектировании. Проектировщики просто должны поставить
себе целью разработать такое техническое решение, которое обеспечивает указанный диапазон измерений теплосчётчика на узле учета.
В отчете РУП “БелГИМ” (см. приложение Н) приведен пример подобного решения. В указанных целях в систему ГВС встраивается аккумулятор тепловой энергии в виде емкости расчетного объема, работающей под избыточным давлением. Дополнительные расходы с лихвой
окупаются уменьшением затрат на теплообменник меньшей мощности
(1 Гкал/ч в рассматриваемой системе), более простую систему регули121
рования и кардинального повышения качества измерений. Пример подобного технического решения приведен на рис. 1.
3.2. В силу указанных причин, следует обратить внимание на недопустимость выбора типоразмеров теплосчётчиков, у которых возможная скорость теплоносителя в измерительном сечении менее 0,5 м/с.
Представляется целесообразным относиться к теплосчётчику прежде
всего как к средству измерений, т.е. как, например, к электросчетчику.
Все, что связано с накоплением, передачей и представлением результатов измерений, по сути, теплосчётчиком не является – это сервисные
системы, которые аттестуются по принципиально другим требованиям. В противном случае мы получим источники бесперебойной, безотказной и правдоподобной дезинформации. Требования лиц, которым в
России поручен выбор теплосчётчика, иногда доходят до абсурда. Порой приходится слышать: “У вас плохой теплосчётчик, потому что у
него нет GSM-модема”. Кто-то отвергает теплосчётчик лишь потому,
что ему не нравится форма распечатки архива измерений теплосчётчика. Такому специалисту невдомек, что архивы не являются метрологически освидетельствованной функцией уже в силу того, что нет экономически оправданных методов корректной проверки правильности их
накопления у серийно выпускаемой продукции.
3.3. Основным критерием при выборе теплосчётчика в процессе
тендера является его цена. При этом тендерная комиссия нигде не учитывает, по меньшей мере, следующих факторов:
– какую сумму сэкономит более точный теплосчётчик;
– во сколько обходиться его монтаж и последующее техническое
обслуживание.
Пример. Предположим, мы платим 10000 $ США в месяц по расчетной нагрузке. Возможная погрешность подобных расчетов – 20 %
(допустимые потери 2000 $ США). У нас выбор между теплосчётчиком за 1500 $ США с погрешностью 2 % (допустимые потери 200 $
США) и теплосчётчиком за 750 $ США с погрешностью 4 % (допустимые потери 400 $ США).
Предположим, что среднегодовые затраты на монтаж и техническое обслуживание составляют:
– первого теплосчётчика – 2500 $ США;
– второго теплосчётчика –1500 $ США.
122
Примечание – Система ГВС соединена с потребителем посредством аккумулятора тепловой
энергии горячей воды. Регулятор температуры горячей воды в этом случае работает как простейшее
позиционное устройство. Измеряет температуру воды в аккумуляторе и при достижении расчетных
значений прекращает подачу теплоносителя на подогреватель ГВС с помощью простейшего устройства (например, нормально-закрытого электромагнитного клапана КА-3). Инерционная система
отопления тоже работает по принципу ступенчатого регулирования. В период качественного регулирования на нормально открытый клапан КА-1 регулятор подает электрическое напряжение, и клапан
беспрепятственно пропускает теплоноситель к элеватору. В период «верхней» срезки температурного
графика регулятор может открыть нормально-закрытый клапан КА-2 для подъема температуры
теплоносителя, поступающей потребителю из теплосети. В период «нижней» срезки температурного
графика регулятор имеет возможность закрыть клапан АК-1, открыть клапан АК-2 с меньшей пропускной способностью, а также включить насос отопления для должного смешения теплоносителя из
прямого и обратного трубопровода. Таким образом, осуществляется ступенчатый переход на заведомо сниженный режим отопления. В качестве контролируемого параметра при указанном способе
регулирования выступает температура обратного (охлажденного) теплоносителя. Переход на заведомо сниженный режим отопления регулятор может осуществлять в случаях, когда необходимо
обеспечить пиковый максимум системы ГВС. Инерционность системы отопления позволяет совершать эту операцию без ощутимых потерь для потребителя. В случаях отключения электрической
энергии нормально-закрытые клапаны АК-2 и АК-3 будут обесточены и заперты, насосы ГВС и
отопления остановятся, но нормально-открытый клапан АК-1 автоматически откроется, обеспечивая
стабильную работу элеватора, а значит и всей системы отопления в целом. Следует отметить, что
даже такие простые системы теплоснабжения должны рассчитывать и проектировать профессионально подготовленные люди на основе корректных нормативных документов, с должным уровнем
теоретических знаний и практического опыта.
123
Если срок окупаемости в течение одного года нас устраивает, то
нетрудно подсчитать, что цена первого теплосчётчика оказывается
экономически приемлемой, если она больше чем у второго теплосчётчика на 1350 $ США, т.е. составляет 2100 $ США. Таким образом, первому теплосчётчику, безусловно, следует отдать предпочтение, хотя
при существующих подходах преимущество, безусловно, будет отдано
второму теплосчётчику.
Экономические расчеты приведены в таблице 2.
Таблица 2
Среднегодовые расходы
Экономический
на монтаж и техническое эффект от качества
Средство учета
Стоимость
обслуживание
измерений по
сравнению с
расчетным
1. Теплосчетчик №1
-$1 500
-$1 800
$17 600
2. Теплосчетчик №2
-$750
-$1 500
$15 200
Итого экономическое преимущ ество ТС №1 по отношению к ТС№2
ИТОГО
экономический
эффект
$14 300
$12 950
$1 350
3.4. К сожалению, технические характеристики теплосчётчиков,
которые заявляют в настоящее время подавляющее большинство изготовителей, можно подтверждать только на отдельных образцах в “тепличных” условиях испытаний. Вызывает глубочайшее сожаление тот
факт, что на территории СНГ даже сертификация системы качества
предприятия-изготовителя по ISO9001 не является гарантией действительного качества серийной продукции. Об этом воочию свидетельствуют результаты сравнительных испытаний. Если для описания создавшейся ситуации использовать аналогию, то окажется, что в подавляющем большинстве нам в действительности продают “Запорожец”,
который по бумагам проходит как “Мерседес”. Поэтому для корректной оценки действительного качества теплосчётчиков необходимо с
определенной периодичностью проводить сравнительные испытания в
условиях, которые максимально приближены к условиям эксплуатации. Результаты подобных испытаний должны предоставляться в тендерную комиссию для вынесения соответствующих оценок. Отказ Изготовителя участвовать в подобных испытаниях должен быть воспринят тендерной комиссией как его вероятное желание скрыть ненадлежащее качество выпускаемой продукции. Само собой разумеется, что
уровень проведения подобных испытаний должен и технически и организационно соответствовать поставленным задачам.
4. Калибровка и корректировка теплосчётчиков непосредственно на месте эксплуатации с помощью эталонных
средств измерений в качестве эффективного метода для
существенного улучшения результатов их измерений
4.1. Никому не приходит в голову требовать от недорогих часов
среднего качества работать в течение 4-х лет с неизменной погрешно124
стью притом, что условия эксплуатации этих средств измерений несопоставимо лучше условий эксплуатации теплосчётчиков. Мы постоянно сопоставляем результаты измерений часов с сигналами точного
времени, т.е. с показаниями эталона. Так почему же эти понятные и
вполне рациональные методы не могут быть применены в отношении
теплосчётчиков? В указанных целях должны быть созданы сравнительно немногочисленные узловые горячеводные установки, основная
цель которых заключается в выпуске эталонных средств измерений,
калиброванных в практически эксплуатационных условиях, которые
затем с установленной периодичностью могут быть применены на узлах коммерческого учета для целей калибровки и корректировки теплосчётчиков или их элементов. Для простоты назову эти средства высокой точности “эксплуатационными эталонами”. Для применения
“эксплуатационных эталонов” необходимо модернизировать узлы учета с целью обеспечения возможности их последовательной установки с
коммерческими средствами измерений, например, так как это показано
на рис. 1. Необходимо также привести нормативную базу по учету
тепловой энергии и теплосчётчикам в соответствии с новыми требованиями. Таким образом, коммерческое средство измерений можно калибровать, т.е. точно градуировать и определять его метрологические
характеристики в действительно рабочем диапазоне в условиях реальной эксплуатации на протяжении всего отопительного периода. В рассматриваемом случае назначение межповерочного интервала типу
теплосчётчика рассматривается как некая рекомендация пользователю.
Пользователь сам на основании результатов периодического инструментального контроля установит межповерочный интервал применяемым средствам измерений. Естественно, что в указанном случае пользователь будет выбирать тот теплосчётчик, у которого стабильность
реальных метрологических характеристик выше.
Подобный метод позволит:
– исключить немалые затраты, связанные с периодическим снятием
и установкой теплосчётчиков для целей поверки;
– повысить качество измерений теплосчётчиков;
– предоставить пользователю надежный инструмент контроля над
качеством измерений теплосчётчиков, а значит, минимизирует возможность программных фальсификаций результатов измерений и повысит уровень доверия к ним;
– снять проблему межповерочного интервала;
– заставить Изготовителя теплосчётчиков более тщательно относиться к проблеме качества выпускаемой продукции;
125
– избавиться от необходимости в изготовлении дорогих, многочисленных и малоэффективных холодноводных поверочных установок.
4.2. Особое беспокойство вызывает применение имитационных методов поверки теплосчётчиков большого диаметра. Создалась парадоксальная ситуация когда для поверки теплосчётчиков, через которые
фактически проходят огромные финансовые потоки (где каждая доля
процента погрешности составляет астрономические суммы) применяются самые неточные методы при определении качества их измерений.
При всей внешней наукообразности имитационных методик, следует
отметить, что они содержат в своих математических моделях массу
сомнительных допущений. Подобные теплосчётчики работают на беспрецедентно малых скоростях теплоносителя, которые не позволяют
надеяться, в принципе, на долговременное сохранение качества их измерений. При всем уважении к некоторым представителям этого
направления поверки теплосчётчиков следует отметить, что не существует заслуживающих доверия экспериментальных данных, которые
подтверждают корректность применяемых имитационных методов.
Напротив, имеющиеся данные вскрывают достаточно убогую картину
в рассматриваемой области измерений. На мой взгляд, корректное решение этой проблемы лежит в применении на трубопроводах большого диаметра параллельного набора средств измерений одинакового
уровня точности. С точки зрения теории погрешности указанный метод обладает метрологическими характеристиками более высокого
качества. Ведь никому не приходит в голову поверять 20-ти тонные
весы одной гирей. Их поверяют набором гирь одинакового уровня
точности. Узлы коммерческого учета большой производительности с
параллельным набором теплосчётчиков меньшего диаметра в сочетании со встроенным узлом поверки для периодической установки “эксплуатационных эталонов” является, на мой взгляд, единственным эффективным решением указанной проблемы.
На рис. 2 подобный подход проиллюстрирован на базе теплосчётчика ЭСКО МТР-06. В данном случае для сведения теплового баланса
установка счетчиков теплоносителя на обратной магистрали не требуется (непонятно почему этого требуют действующие Правила учета
тепловой энергии и теплоносителя). Тем не менее даже в таком варианте гидравлические потери составляют ничтожную величину (0,4
кг/см2) с точки зрения преимуществ в качестве измерений, который
приобретает узел учета. В данном случае представляется вполне целесообразным место коммерческих счетчиков на обратной магистрали
теплоносителя использовать с установленной периодичностью для
“эксплуатационных эталонов”.
126
127
5. Экономические условия, материальная и нормативнотехническая база для решения задач коммерческого учета тепловой энергии
5.1. Отсутствие подавляющего большинства российских и белорусских теплоснабжающих организаций на сравнительных испытаниях
теплосчётчиков показало их полное безразличие, к вопросам коммерческого учета. Подобному безразличию есть следующие объяснения.
Во-первых, теплоснабжающие организации не имеют возможности
самостоятельного выбора наиболее эффективного теплосчётчика. Организации, которым поручен выбор типа прибора учета, экономически
не зависят от эффективности работы указанных средств измерений.
Во-вторых, теплосчётчик не является единственным средством,
с помощью которого определяется объем отпущенного товара в виде
тепловой энергии.
5.2. Для обеспечения экономических условий корректного коммерческого учета необходимо:
– передать узлы учета тепловой энергии в собственность теплоснабжающим организациям, передав им право определения и ответственность за качественный выбор теплосчётчиков;
– внести в тариф за отпущенную тепловую энергию физические величины, которые не может измерить теплосчётчик на узле учета, а
именно: теплоту исходной воды и потери теплоты от границы балансовой принадлежности теплосетей до узла учета.
Указанные преобразования создадут экономическую заинтересованность в создании эффективных и адекватных объективной реальности нормативных документов. Эти документы в принципе общеизвестны. Они включают в себя:
– комплект нормативной документации по теплосчётчикам в объеме EN 1434;
– технические условия по устройству узлов учета тепловой энергии;
– правила учета тепловой энергии и теплоносителя;
– методические указания по поверке (калибровке) эксплуатационных эталонных средств;
– методические указания по поверке (калибровке) теплосчётчиков
и их элементов на месте эксплуатации;
– методические указания по выбору межповерочного интервала
теплосчётчиков по результатам инструментального контроля на месте
эксплуатации;
128
– методические указания по определению тарифов на тепловую
энергию и т.д.
Последовательное и комплексное решение указанных проблем позволит в относительно короткие временные сроки выйти на новый качественный уровень теплосчётчиков и снизить, по меньшей мере, на
20 % уровень сопоставимых цен на тепловую энергию.
Автор
Милейковский Юрий Семёнович – технический директор ЗАО “ЭСКО 3Э”
Тел. (095) 916-37-62 Моб. 8-910-419-89-37
Электронная почта: milus@esco3e; usm5@yandex.ru;
129
Лупей А.Г.
О некоторых тенденциях развития
современного теплосчётчикостроения
Современное теплосчётчикостроение бурно развивается и совершенствуется: быстрыми темпами идёт разработка новых моделей расходомеров и теплосчётчиков, совершенствуется их конструкция и программное обеспечение, в новых разработках появляются новые функции и реализуются новые идеи. И остаётся только приветствовать и
поддерживать те усилия, которые разработчики и изготовители
направляют на то, чтобы их продукция была качественнее, точнее,
надёжнее, дешевле и наилучшим образом отвечала требованиям поставщиков и потребителей тепловой энергии.
Требования эти не новы и вполне понятны: поставщик рассчитывает, прежде всего, на достоверность результатов учёта тепловой энергии и теплоносителя, и чтобы степень недостоверности этих результатов находилась в пределах установленных метрологических допусков;
потребитель же выбирает такие приборы, которые “подешевле”, неприхотливы в эксплуатации, с многолетними МПИ, чтобы “не ломались” и не учитывали “лишнего”.
Оказывается, такие теплосчётчики уже разработаны и непрерывно
совершенствуются и, по мнению их изготовителей, успешно работают
не только на территории России, но и за рубежом. Вот, обратим внимание на цитату из статьи, в которой один из изготовителей современных теплосчётчиков рассказывает о достоинствах и преимуществах
своей продукции:
“Наши теплосчётчики превосходят мировой технический уровень для аналогичных изделий, имеют высокую надежность, современный дизайн и могут конкурировать по цене и качеству с любыми
аналогами на российском и мировом рынке.
Наши приборы сегодня успешно работают на территории от
Ханты-Мансийска до Северного Кавказа, от Владивостока до СанктПетербурга.
Специалисты, устанавливающие наши теплосчётчики, говорят о
них так: “Поставил и забыл”.
Поставил и забыл… О таком теплосчётчике мечтает любой потребитель, планирующий оборудовать узел учёта, и любая сервисная
организация, занятая обслуживанием узлов учёта.
К сожалению, автору ничего не известно о том, насколько успешно
эти приборы подсчитывают деньги продавцов и потребителей в Ханты-Мансийске, на Северном Кавказе, во Владивостоке или, тем более,
130
“на мировом рынке”. А вот как работают эти “превосходящие мировой
уровень” теплосчётчики в С.-Петербурге – это хорошо известно, поскольку автору за последние годы удалось изучить многие “высокие
свойства” практически всех экземпляров, установленных в теплоцентрах десятков петербургских потребителей.
Рассмотрим на примере “превосходящего мировой уровень” теплосчётчика достижения современного теплосчётчикостроения и задумаемся над метрологическими, экономическими, правовыми и моральными последствиями применения этих “современных” средств коммерческого учёта тепловой энергии и теплоносителя.
Как известно, в С.-Петербурге повсеместно применяются открытые
системы теплоснабжения и, соответственно, теплопотребления, в которых отбор горячей воды на нужды горячего водоснабжения (ГВС)
осуществляется непосредственно из обоих трубопроводов теплового
ввода. Для организации учёта теплопотребления в таких системах
применяются трёхканальные теплосчётчики (рис. 1), которые измеряют расход и массу теплоносителя в подающем и обратном трубопроводах теплового ввода (М1 и М2), а также в тупиковом трубопроводе
ГВС (Мгвс).
7
1
tгв с 8
2
Р1
РE
ТE
t1
ТE
3
hхв=0 1 2 3 4 5 6 7 8
Мгв с
Тепловычислитель
FE
М1
FE
Из теплосети
4
Р2
РE
5
t2
ТE
Система
вентиляции
РТ
6
Мут
Мут
Система
отопления
М2
В теплосеть
FE
Рис. 1. Схема измерений в открытой системе теплопотребления
Современные возможности трёхканального теплосчётчика, установленного на тепловом вводе жилого дома, будем рассматривать по
данным его часовых архивов.
На рис. 2 показаны графики изменения во времени часовых масс
М1, М2 и их разности dM = M1 – M2, измеренных за 302 часа непрерывной работы теплосчётчика в феврале 2005 г.
131
Часовые массы М1, М2, dM=M1-M2, т
18
M1
16
14
12
M2
M1
M2
dM
10
8
6
dM=M1-M2=Мгвс+Мут
4
2
17.02.05г
16.02.05г
15.02.05г
14.02.05г
13.02.05г
12.02.05г
11.02.05г
10.02.05г
09.02.05г
08.02.05г
07.02.05г
06.02.05г
05.02.05г
0
Рис. 2. Изменение во времени часовых масс М1, М2 и их разности dM
Из рис. 2 видно, что результаты измерений часовых масс М1, М2 и
их разности dM = М1 – М2 внешне выглядят вполне благополучно.
Особенно благоприятно смотрится график изменения во времени разности часовых масс dM, включающей в себя как полезное потребление
теплоносителя системой ГВС (Мгвс), так и возможную утечку (несанкционированный отбор теплоносителя вне системы ГВС) Мут. При
этом ни на одном часовом интервале не зафиксированы нулевые или
отрицательные величины dM, и даже глубокой ночью разность масс
dM здесь слабоположительна на уровне 30–40 кг за час, что тоже выглядит вполне логично: в жилых домах даже в ночные часы всегда
имеется небольшое потребление горячей воды.
Конечно же, такая логичная картина не может не радовать всех
участников процесса купли-продажи тепловой энергии. Правда, у продавца то и дело закрадывается сомнение – вроде к качеству измерений
претензий нет, каналы измерений М1 и М2 ведут себя очень даже неплохо, но вот в отчётах, представляемых на оплату, тонн и гигакалорий, израсходованных в системе ГВС, что-то явно маловато…
Но эти сомнения продавца быстро рассеивает опытный представитель сервисной организации: не извольте сомневаться, наша фирма
установила и тщательно обслуживает не какой-то там “обычный теплосчётчик”, а самый современный, который значительно “превосходит
мировой уровень”! А то, что прибор “мало показывает”, так это потому, что наш клиент (ваш абонент) сильно экономит, каждую каплю
воды бережёт…
Всё оно, конечно, так, факт заметной экономии потребления горячей воды налицо, но сомнения всё равно остаются. И тогда в теплоснабжающей организации открывают часовой архив этого теплосчётчика – может быть, информация, содержащаяся в часовом архиве, поможет найти причины этого подозрительного энергосбережения?
132
Фрагмент часового архива этого прибора за 06.02.05 показан в таблице 1.
Таблица 1
Дата
Час
суток
dM, т
Мгвс, т
Мут, т
Tнорм, ч
Код
ошибки
Кут
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
06.02.05
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
0.959
0.822
1.020
0.061
0.040
0.036
0.034
0.042
0.096
0.223
0.831
1.673
1.951
1.432
1.911
1.051
1.901
2.040
1.006
1.500
2.333
1.547
1.569
2.092
1.514
1.400
1.402
0.496
0.328
0.302
0.278
0.342
0.568
0.858
1.370
1.916
2.122
1.778
2.212
1.568
2.088
2.146
1.524
1.882
2.354
1.886
1.846
2.240
-0.555
-0.578
-0.382
-0.435
-0.288
-0.266
-0.244
-0.300
-0.472
-0.635
-0.539
-0.243
-0.171
-0.346
-0.301
-0.517
-0.187
-0.106
-0.518
-0.382
-0.021
-0.339
-0.277
-0.148
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0.63
0.59
0.73
0.12
0.12
0.12
0.12
0.12
0.17
0.26
0.61
0.87
0.92
0.81
0.86
0.67
0.91
0.95
0.66
0.80
0.99
0.82
0.85
0.93
ИТОГО:
26.170
34.420
-8.250
24
0
0.76
Из архива видно, что с прибором действительно всё хорошо: время
нормальной (т.е., видимо, исправной) работы “Тнорм” час от часу равно единице, коды ошибок и нештатных ситуаций, зафиксированных в
каждом часе, равны нулю (т.е. никаких ошибок в работе прибора не
обнаружено)… Может быть, оно и на самом деле правда – “превосходящий мировой уровень” теплосчётчик блестяще справился с задачей
достоверного учёта фактического теплопотребления?
Однако истинные причины обнаруженной в отчёте значительной
“экономии” становятся видны и понятны тогда, когда будет построена
зависимость якобы измеренных разностей часовых масс dM = M1 – M2
от соответствующих часовых масс Мгвс, измеренных в трубопроводе
ГВС третьим каналом теплосчётчика. Эта зависимость dM=f(Мгвс)
представлена на рис. 3.
133
Разность часовых масс dM=M1-M2,
т
3.0
За 302 часа якобы измерено:
dM=237,2 т, в том числе Мгвс=370,8 т.
Занижение результатов учета - 36%.
2.5
2.0
Требуемое положение
тенденции dM=f(Мгвс)
1.5
1.0
dM=M1-M2, т
0.5
Средняя тенденция изменения dM
Часовая масса Мгвс, т
0.0
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
-0.5
Рис. 3. Изменение разности часовых масс dM при изменении Мгвс
Очевидно, что при идеальной точности измерений масс М1, М2 и
Мгвс и при отсутствии технологической и “метрологической” утечек
на каждом часовом интервале должно выполняться равенство
dM = M1 – M2 = Мгвс, т.е. зависимость dM=f(Мгвс) должна представлять из себя прямую линию с наклоном, равным 1 (на рис. 3 эта требуемая зависимость показана пунктиром).
На самом деле в этом теплосчётчике зависимость dM=f(Мгвс) имеет весьма причудливую форму, не объяснимую ни технологически, ни
метрологически: при увеличении часовых масс Мгвс от минимальных
измеренных значений (Мгвсmin=8 кг за час) до Мгвс400 кг за час
приращения разности масс dM практически не происходит, хотя при
этом нулевые или отрицательные значения dM тоже отсутствуют; в
дальнейшем, при Мгвс1000 кг за час, средняя тенденция функции
dM=f(Мгвс) становится параллельной требуемой зависимости, а при
повышенных значениях Мгвс наклон зависимости dM=f(Мгвс) значительно превышает требуемое значение. В целом же из рис. 3 видно,
что при любых часовых объёмах потребления воды в системе ГВС
Мгвс измеренная разность масс оказалась существенно (на отдельных
режимах потребления – многократно) заниженной.
Всего же по данным рассматриваемого архива за 302 часа измерено: dM = M1 – M2 = 237,2 т, в том числе в трубопроводе ГВС измерено
Мгвс=370,8 т. Занижение потребления горячей воды составило 133,6 т, или 36% от общего объёма потребления.
Таким образом, никакого чуда с “превосходящим мировой уровень” теплосчётчиком не произошло: сервисная организация (видимо,
следуя указаниям изготовителя) поставила его и забыла, что уже в
134
первые месяцы эксплуатации “забытого” прибора привело к значительному сверхнормативному занижению результатов учёта.
Из-за более чем странного изменения якобы измеренной разности
масс dM при изменении Мгвс не менее странным выглядит изменение
измеренной относительной “утечки” Мут = [(dM – Мгвс)/М2]·100%,
что хорошо видно из рис. 4, на котором представлена статистическая
зависимость относительной утечки Мут от объёмов часового потребления горячей воды Мгвс.
1
Мгвс, т за час
Относительная "утечка"
Мут, % от М2
0
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
-1
-2
-3
-4
-5
-6
Результат
применения
секретного
алгоритма
-7
Рис. 4. Изменение относительной “утечки” Мут при изменении Мгвс.
Как это следует из рис. 4, фактическое отставание канала измерений М1 от М2 здесь достигло 6 и более процентов, что свидетельствует о непригодности теплосчётчика к ведению коммерческого учёта и
что послужило причиной “экономии” в размере 36% от общего объёма
потребления горячей воды. Однако благодаря “современному” подходу к фальсификации результатов измерений, призванной скрыть неисправное состояние теплосчётчика, неудовлетворительное состояние
прибора было тщательно замаскировано (см. рис. 2), и только благодаря наличию канала измерений массы Мгвс эту маскировку удалось
обнаружить.
А вот система диагностики такого “современного” прибора почему-то так и не смогла (или не захотела?) распознать это 6-процентное
отрицательное расхождение каналов измерений М1 и М2 (см. таблицу – там в кодах ошибок только нули, т.е. никаких ошибок в своей работе прибор не заметил).
Особое беспокойство вызывает тот факт, что в документации на
данный тип теплосчётчика о наличии таких неправомерных секретных функций, позволяющих искусно создавать видимость вы135
сокоточных измерений при их фактическом отсутствии, нет даже намёка! Следовательно, изготовитель сознательно ввёл в заблуждение потребителей своей продукции, скрыл от них наличие в теплосчётчике недопустимых учётных функций и тем самым нанёс значительный сверхнормативный ущерб поставщикам тепловой энергии.
Приведём ещё один наглядный пример наличия недопустимых тенденций в современном теплосчётчикостроении.
На рис. 5 представлено изменение во времени часовых масс М1 и
М2 и их разности dM, измеренных тем же самым “современным” теплосчётчиком2, который, по мнению его разработчика и изготовителя,
повсеместно “успешно работает”.
"Современный" теплосчетчик в ТЦ жилого дома
12
10
8
M1
M2
dM
6
4
2
17.02.05г
16.02.05г
15.02.05г
14.02.05г
13.02.05г
12.02.05г
11.02.05г
10.02.05г
09.02.05г
08.02.05г
07.02.05г
06.02.05г
05.02.05г
-2
04.02.05г
0
03.02.05г
Часовые массы М1, М2, dM=M1-M2, т
14
Рис. 5. Изменение во времени часовых масс М1, М2 и их разности dM
Как и ранее, мы видим картину вполне благоприятную: каналы измерений масс М1 и М2 функционируют стабильно, изменение разности масс dM выглядит вполне логично и правдоподобно, в ночные часы каналы измерений М1 и М2 демонстрируют согласование, близкое
к идеальному… О столь хорошем согласовании измерительных каналов масс М1 и М2 мечтают многие изготовители, поставщики теплоэнергии и потребители.
Судя по заводскому номеру, этот теплосчётчик выпущен в 2004-м году и
эксплуатируется в узле учёта потребителя только первый отопительный сезон.
2
136
В этом теплосчётчике тоже функционирует “справочный” канал
измерений Мгвс, что позволяет рассчитать утечку Мут = (М1 – М2) –
Мгвс, измеренную прибором. Зная значение Мут, можно для каждого
часа рассчитать относительную утечку Мут, показывающую степень
фактического относительного расхождения каналов М1 и М2 при измерении одного и того же расхода.
Рис. 6 показывает, что и в данном экземпляре теплосчётчика задействован секретный и, судя по дополнительному изучению данных архива, далеко не простой алгоритм принудительной программной корректировки показаний каналов М1 и/или М2. В результате такого “современного подхода” к теплосчётчикостроению изготовителю снова
удалось скрыть глубокую неисправность теплосчётчика, заключающуюся в более чем 10-процентном отставании показаний канала измерений массы М1 от соответствующих показаний канала М2.
0
0.0
Относительная "утечка"
Мут, % от М2
-2
-4
0.5
1.0
1.5
2.0
Часовая масса Мгвс, т
Последствия
применения
противоправного
алгоритма
2.5
3.0
3.5
Мут = Мут/М2*100%
Мут = (М1-М2) - Мгвс
-6
-8
-10
-10.5%
-12
Рис. 6. Изменение относительной “утечки” Мут при изменении Мгвс
Последствия практической реализации лозунга изготовителя “Поставил и забыл!” в данном жилом доме таковы.
За две недели эксплуатации неисправного теплосчётчика никакой
“настоящей” утечки этот прибор не измерил.
Зато измеренная отрицательная утечка составила –320 тонн, и
поставщик был вынужден заплатить потребителю деньги в размере
стоимости 320 тонн горячей воды (в том смысле, что теплосчётчик
просто отнял тепловой эквивалент этих 320-и отрицательных тонн от
тепла отопления, которое, в свою очередь, тоже измерено со значительным сверхнормативным занижением).
137
Кроме того, общее занижение результатов учёта тепловой
энергии, потребляемой на нужды ГВС, составило 62%3.
Наверное, этих двух примеров достаточно для того, чтобы разработчик и изготовитель такого не в меру “энергосберегающего” теплосчётчика узнал свой “превосходящий мировой уровень” прибор, подсчитал объёмы экономического ущерба, наносимого поставщикам тепловой энергии “от Владивостока до Санкт-Петербурга” тысячами экземпляров таких изделий, и всерьёз задумался над возможными последствиями выпуска и применения таких приборов. И, пока ещё
“успешно работающие” тысячи таких теплосчётчиков не превратились
в десятки тысяч, необходимо как можно скорее отозвать все эти “современные и передовые” изделия и хотя бы для начала заменить противоправную программу, уж коль скоро изготовить качественные и
надёжные расходомеры получается разве что только на бумаге.
А в новые Правила учёта тепловой энергии необходимо включить
норму, в соответствии с которой поставщик тепловой энергии мог бы
предъявить счёт за понесённые убытки не невиновному потребителю
(как это делается сегодня), а именно изготовителю некачественных и
слишком “современных” приборов.
Автор
Лупей Александр Григорьевич – зам. гл. метролога ОАО “Ленэнерго”
Россия, 191186, Санкт-Петербург, Марсово поле, 1.
Тел. (812) 318-39-99, факс. (812) 318-34-79.
E-mail: sml@upr.energo.ru
3 За рассматриваемые две недели счётчик воды Мгвс измерил 835 тонн горячей воды, но благодаря недопустимой секретной функции измеренная разность масс dM оказалась равной всего 515-и тоннам.
138
Лупей А.Г.
Оценка нелинейности
градуировочных характеристик расходомеров
При эксплуатации теплосчётчиков в узлах учёта тепловой энергии
неизбежно возникает вопрос о фактическом метрологическом состоянии каналов измерений расхода и массы теплоносителя, функционирующих в составе того или иного теплосчётчика. Однозначный ответ
на этот вопрос можно получить, предъявив теплосчётчик на внеочередную поверку – например, по окончанию отопительного сезона. Однако проводить внеочередные поверки (например, ежегодно) у нас
сегодня не принято, поэтому вопрос о метрологическом состоянии
приборов учёта при нынешних многолетних МПИ остаётся, как правило, открытым, и только в отдельных случаях, когда результаты измерений свидетельствуют о явной неисправности, прибор может быть
демонтирован и отправлен на “досрочную” поверку.
Вместе с тем существует эффективный и малозатратный способ
аналитической оценки качества измерений, выполняемых расходомером (счётчиком) воды, устанавливаемым в открытых системах теплопотребления в тупиковых трубопроводах горячего водоснабжения (ГВС). Для того, чтобы выполнить такую оценку, необходимо организовать измерения с применением трёхканального теплосчётчика
по схеме измерений, приведенной на рис. 1.
7
1
tгв с 8
2
Р1
РE
ТE
t1
ТE
3
hхв=0 1 2 3 4 5 6 7 8
Мгв с
Тепловычислитель
FE
М1
FE
Из теплосети
4
Р2
РE
5
t2
ТE
Система
вентиляции
РТ
6
Мут
Мут
Система
отопления
М2
В теплосеть
FE
Рис. 1. Схема измерений с применением трёхканального теплосчётчика
в открытой системе теплопотребления
В соответствии с этой схемой в узле учёта должны быть организованы измерения часовых масс теплоносителя в подающем трубопроводе (М1), в обратном трубопроводе (М2) и в трубопроводе ГВС
(Мгвс). Исходными данными для проведения анализа качества изме139
рений, выполняемых расходомером Мгвс, служат часовые архивы измеренных масс М1, М2 и Мгвс.
Покажем на примере конкретного узла учёта, оснащённого трёхканальным теплосчётчиком, последовательность действий по оценке
фактического состояния расходомера Мгвс.
На рис. 2 приведены графики изменений во времени часовых масс
М1, М2, их разности dM = М1 – М2, а также часовых масс Мгвс, измеренных за 710 часов непрерывной работы узла учёта, установленного в
детском дошкольном учреждении.
4.0
1.2
3.5
М1
М2, т
Мгвс, т
1.0
М1 и М2, т за час
3.0
М2
2.5
0.8
2.0
0.6
Мгвс
1.5
0.4
dМ
1.0
0.2
0.5
697
673
649
625
601
577
553
529
505
481
Номер часа в архиве
457
433
409
385
361
337
313
289
265
241
217
193
169
145
97
121
73
49
1
0.0
25
0.0
dM=M1-M2 и Мгвс, т за час
М1, т
dM, т
Рис. 2. Изменение во времени часовых масс М1, М2,
их разности dM и часовых масс Мгвс
Из рис. 2 следует, что на данном объекте подача воды в систему ГВС осуществляется только из подающего трубопровода, в связи с
чем увеличение разности масс dM и массы Мгвс происходит только за
счёт приращений массы М1. Это важное обстоятельство и позволяет
рассчитать нелинейность градуировочной характеристики (ГХ) расходомера Мгвс по отношению к ГХ расходомера М1 в начальной части
диапазона измерений расходомера Мгвс. Иными словами, такой метод
сравнения разности масс dM = М1 – М2 и Мгвс позволяет определить
искривление ГХ расходомера Мгвс при измерении пониженных расходов, оценить возникающие при этом погрешности измерения массы
Мгвс, сравнить полученный результат с установленными допусками и
принять решение о необходимости внеочередной поверки расходомера
Мгвс.
Для решения поставленной задачи вначале построим точечную
диаграмму, связывающую попарные значения Мгвс и dM, предварительно исключив из рассмотрения все часовые интервалы, на которых
140
выполнялось условие Мгвс<10 кг за час. Эта диаграмма приведена
на рис. 3.
0.8
Масса Мгвс, т за час
0.7
Мгвс = 1.053*dМ + 0.002, т
0.6
0.5
Требуемое положение
функции Мгвс=f(dM)
0.4
0.3
Мгвс, т
0.2
Средняя тенденция изменения
функции Мгвс=f(dM)
0.1
Разность масс dM=M1-M2, т за час
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
Рис. 3. Статистическая взаимосвязь
часовых масс Мгвс и разности масс dM = М1 – М2
Очевидно, что при идеальной точности измерений часовых
масс М1, М2 и Мгвс, а также при отсутствии утечки (подпитки) за узлом учёта, должно выполняться технологическое условие
Мгвс=1,000·dM+0,000, т.е. масса, измеренная в трубопроводе ГВС,
должна быть в точности равна разности масс dM=M1–M2.
Однако в данном случае из-за безусловного наличия систематических погрешностей во всех трёх каналах измерений расхода статистическое уравнение Мгвс=f(dM) имеет вид:
Мгвс=1,053·dM+0,002, т за час
(1)
Из уравнения (1) следует, что у данного теплосчётчика среднее
расхождение ГХ расходомеров Мгвс и М1 составило 5,3% (приращения показаний расходомера М1 отстают от показаний расходомера
Мгвс в среднем на 5,3%), что в несколько раз превышает метрологический допуск на разность наклонов ГХ расходомеров с допускаемой
погрешностью 1%4.
Теперь удалим из исследуемого архива все часовые интервалы, на
которых выполнялось условие Мгвс<50 кг за час, и вновь построим
точечную зависимость Мгвс=f(dM).
4 Все три расходомера, применяемые в составе данного теплосчётчика, в основном диапазоне измерений должны измерять массу теплоносителя с относительной погрешностью не более 1%.
141
Из рис. 4 видно, что уравнение средней тенденции функции
Мгвс=f(dM) несколько изменилось: наклон этой зависимости стал равен 1,044 (вместо 1,053 в первом случае), и постоянная составляющая
в зависимости Мгвс=f(dM) вместо 2 кг/ч приняла значение 5 кг/ч.
0.8
Масса Мгвс, т за час
0.7
Мгвс = 1,044*dM + 0,005, т
0.6
Требуемое
положение
тенденции
0.5
0.4
0.3
Мгвс, т
0.2
Средняя тенденция изменения
функции Мгвс=f(dM)
0.1
Разность масс dM=M1-M2, т за час
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
Рис. 4. Статистическая взаимосвязь часовых масс Мгвс
и разности масс dM=М1–М2 (без учёта Мгвс<50 кг за час)
Если теперь удалить из зависимости Мгвс=f(dM) все часовые массы Мгвс<100 кг, то наклон функции Мгвс=f(dM) снова уменьшится и
станет равным 1,039, и по мере дальнейшего удаления часовых масс
Мгвс мы всякий раз будем наблюдать некоторое уменьшение наклона
зависимости Мгвс=f(dM).
Однако в дальнейшем, по мере возрастания числа исключаемых из
рассмотрения часовых масс Мгвс, изменение наклона замедляется и в
конце концов практически прекращается, что свидетельствует о прекращении влияния нелинейности начальной части ГХ расходомера
Мгвс на среднее положение зависимости Мгвс=f(dM).
На рис. 5 показано, каким образом изменялся наклон средней зависимости Мгвс=f(dM) по мере исключения часовых масс Мгвс, соответствующих диапазонам значений 10–50 кг, 50–100 кг, 100–150 кг и т.д.
Из рис. 5 видно, что по мере удаления всё больших и больших значений Мгвс скорость изменения наклона N уменьшалась, и при исключении из графика Мгвс=f(dM) значений Мгвс350 кг за час
уменьшение наклона N практически прекратилось.
Это означает, что при массах Мгвс350 кг за час ГХ расходомера Мгвс соответствует своему линейному участку, а при массах
Мгвс<350 кг за час ГХ расходомера имела заметную отрицательную нелинейность.
142
Наклон зависимости Мгвс=f(dM), N
1.06
1.053
1.05
Наклон зависимости Мгвс=f(dM)
Средняя тенденция изменения наклона
1.044
1.039
1.04
1.033
1.03
1.025
1.021
1.020
1,018
1.02
1.018
1.018
1.018
1.01
Часовые массы Мгвс, удалённые из зависимости Мгвс=f(dM), кг
1.00
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
Рис. 5. Изменение наклона функции Мгвс=f(dM)
при росте значений Мгвс, исключённых из рассмотрения
Таким образом, при исключении из зависимости Мгвс=f(dM) часовых масс Мгвс, отвечающих условию Мгвс<350 кг, мы получили
уравнение линейной части ГХ этого расходомера по отношению к линейной ГХ расходомера М1:
Мгвслин = 1,018·dM + 0,015, т за час
(2)
Теперь по уравнению (2) мы можем рассчитать требуемые (действительные) средние значения часовых масс Мгвстр, которые были
бы измерены в том случае, если бы в начальной части диапазона измерений не было отрицательного искривления ГХ расходомера Мгвс.
Сравнительное изменение измеренных часовых масс Мгвс и требуемых часовых масс Мгвстр (полученных по уравнению (2)) при изменении dM показано на рис. 6.
Часовые массы Мгвс и Мгвстр, т
0.35
0.30
0.25
Мгвстр = 1,018·dM + 0,015, т
0.20
0.15
Мгвс
Мгвс треб (удалены Мгвс<350 кг за час)
Фактическая ГХ расходомера Мгвс
0.10
0.05
Разность часовых масс dM=M1-M2, т
0.00
0.00
0.05
0.10
0.15
0.20
0.25
Рис. 6. Изменение измеренных масс Мгвс и их
требуемых значений Мгвстр при изменении dM
143
0.30
0.35
Из рис. 6 видно, что фактически измеренные часовые массы Мгвс
из-за искривления ГХ расходомера в начальной части диапазона измерений несколько меньше тех требуемых значений Мгвстр, которые
следовало бы измерить в том случае, если бы ГХ расходомера оставалась линейной во всём диапазоне измерений. Это обстоятельство приводит к тому, что учёт теплоносителя, потребляемого системой ГВС,
осуществляется с некоторым занижением.
Фактическую относительную погрешность измеренных часовых
масс Мгвс рассчитаем по выражению
Мгвс=[(Мгвс-Мгвстр)/Мгвстр]·100%
(3)
и построим график изменения Мгвс в зависимости от измеренных
часовых масс Мгвс. Эта зависимость приведена на рис. 7.
10
50
-10
-20
-30
-40
0
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
На диаграмме не показаны значения
Мгвс, изменяющиеся в диапазоне от
-80% до -180%, а также значения суммы
погрешностей, изменяющиеся в
диапазоне от -400% до -29100%
-50
0.6
-50
-100
-150
-200
-250
Погрешность dМгвс, %
-60
Сумма среднечасовых погрешностей, %
-70
-80
-300
Сумма среднечасовых
погрешностей, %
Фактическая погрешность
измерения Мгвс, Mгвс, %
0
-350
Часовая масса Мгвс, т
-400
Рис. 7. Изменение погрешности измерений часовых масс Мгвс и суммы
среднечасовых погрешностей на нелинейном участке ГХ расходомера
Рис. 7 показывает, что из-за потери чувствительности канала измерения расхода Мгвс в начальной части диапазона измерений масса
Мгвс измерялась с отрицательной погрешностью, многократно превышающей допускаемые значения.
Например, при допускаемой погрешности измерений массы, равной 1-2% (такая точность измерений Мгвс указана в паспорте на данный теплосчётчик)5, фактическая погрешность измерения Мгвс по ме-
5 В составе данного теплосчётчика применяется расходомер Мгвс с нормированным диапазоном измерений 1:100, у которого при расходах 40–80 кг/ч
допускаемая погрешность измерения массы равна 2%, а при расходах
от 80 кг/ч до 4000 кг/ч погрешность измерения массы не должна превышать 1%. Для справки: при пользовании горячей водой расход воды через
один кран составляет, как правило, 150-360 кг/ч.
144
ре уменьшения объёмов потребления воды изменялась по гиперболическому закону и достигала –15% (при Мгвс100 кг), а при Мгвс50 кг
погрешность измерения часовых масс Мгвс достигала уровня –(10–
40)%. Ещё меньшие часовые массы Мгвс в данном случае были измерены с фактической отрицательной погрешностью в десятки и сотни
процентов, что свидетельствует о крайне неблагополучном метрологическом состоянии расходомера Мгвс.
Сумма среднечасовых погрешностей измерений массы Мгвс также
представляет из себя кривую, близкую к гиперболе: при Мгвс, превышающих 350 кг за час, сумма погрешностей колеблется около нуля6 –
это означает, что на этом участке ГХ расходомера нелинейность его
градуировки отсутствует. Однако по мере уменьшения часовых масс
Мгвс кривая суммы погрешностей отклоняется в отрицательную область со всё возрастающей скоростью, достигая своего максимального
значения –29100% при Мгвс=10 кг за час.
В заключение в качестве примера приведём зависимости, указанные на рис. 7, но для случая, когда в трубопроводе ГВС расход и масса
теплоносителя измеряется исправным расходомером, имеющим должную чувствительность в начальной части диапазона измерений.
Из рис. 8 видно, что в случае достаточно точных измерений “завала” ГХ расходомера Мгвс в области пониженных расходов не происходит, поэтому погрешности измерений часовых масс Мгвс расположены строго симметрично относительно оси “Х” (ось Мгвс), знак этих
погрешностей равновероятен, при этом дисперсия значений Мгвс
определяется только ценой импульса расходомера Мгвс (в данном
случае цена импульса равна 10 л/имп.).
Из рис. 8 также следует, что сумма погрешностей измерений часовых масс Мгвс в среднем близка к нулю и не имеет тенденции к интенсивному уходу в отрицательную область при уменьшении измеренных часовых масс Мгвс.
Следовательно, при сложившихся на данном объекте режимах потребления горячей воды любые расходы теплоносителя в трубопроводе ГВС измеряются с достаточной точностью, в связи с чем метрологическое состояние расходомера и счётчика массы Мгвс можно считать вполне удовлетворительным, и качество измерений, выполняемых
данным расходомером, не должно вызывать сомнений ни у потребителя, ни у поставщика тепловой энергии.
6 Суммирование среднечасовых погрешностей Мгвс выполнено нарастающим итогом справа налево, т.е. от наибольших значений Мгвс к наименьшим.
145
200
20
Погрешность измерения Мгвс,
Mгвс, % от Мгвс
10
dМгвс, % от Мгвс
Границы разброса (+/- 1 импульс), %
Сумма погрешностей, %
Тенденция изменения суммы погрешностей
175
150
Мгвс = 1,007*M2 + 0,026, т за час
5
125
100
0
-5
Сумма среднечасовых
погрешностей Мгвс, %
Время непрерывной
работы - 776 часов
15
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
75
-10
50
-15
25
-20
0
-25
-25
-30
Среднечасовой расход Мгвс, т/ч
-50
Рис. 8. Изменение погрешности измерений часовых масс Мгвс
и суммы среднечасовых погрешностей при хорошем качестве измерений.
Итак, путём несложной обработки статистических данных, накопленных трёхканальным теплосчётчиком в часовых архивах, можно
получить достаточно ясное представление о точности измерений, выполняемых расходомером, установленным в трубопроводе ГВС. И результаты оценки погрешности измерений Мгвс, подобные приведенным на рис. 7, должны быть веским аргументом в пользу необходимости проведения досрочного метрологического обслуживания расходомера Мгвс, поскольку при теплоснабжении по однотрубной схеме указанный расходомер в межотопительный период будет единственным
средством коммерческого учёта теплопотребления. Следовательно,
подобные оценки качества измерений расходомером Мгвс целесообразно проводить в течение отопительного сезона с тем, чтобы по его
окончанию “коммерческий” расходомер Мгвс был приведён в гарантированно исправное состояние.
Автор
Лупей Александр Григорьевич – зам. гл. метролога ОАО “Ленэнерго”
Россия, 191186, Санкт-Петербург, Марсово поле, 1.
Тел. (812) 318-39-99, факс. (812) 318-34-79.
E-mail: sml@upr.energo.ru
146
Вельт И.Д.
О метрологическом обеспечении
расходомеров большого диаметра
В связи со стремительным ростом требований к качеству контроля
водоснабжения, теплоснабжения и экологической обстановки крупных
городов и промышленных центров в России возникла и быстро расширяется потребность в средствах измерений (СИ) расхода жидкостей в
трубах большого диаметра. Причем не только увеличивается спрос на
количество расходомеров, но и повышаются требования к точности,
надежности и другим эксплуатационным характеристикам приборов.
По нашим данным ориентировочная потребность в расходомерах
с диаметрами труб более 300 мм по стране уже в настоящее время составляет 5000–6500 шт. в год и быстро растет. Основными заказчиками рассматриваемых расходомеров являются многочисленные поставщики тепловой энергии (ТЭЦ), объекты очистных сооружений в
системе Водоканала, насосные станции, водопроводные сети, оросительные системы, а также крупные промышленные предприятия (металлургические заводы, обогатительные фабрики, гидротранспорт)
и т.п. На диаграмме (рис. 1) приведено приблизительное распределение потребности в России в расходомерах большого диаметра разных
типов.
4
3.5
3
2.5
Тыс.шт./
2
год
1.5
1
0.5
0
300 500 600 800 1000 1200 1400 1500 1600 1800 2000 2500
Ду(мм)
Рис. 1 Ориентировочный объем годовой потребности в расходомерах
с диаметрами 300-2500мм
В России наблюдается существенное отставание парка применяемых СИ расхода от количества и качества приборов, используемых в
зарубежных промышленно развитых странах (США, Западной Европе,
Японии и Китае). В настоящее время основными СИ расхода в стране
147
являются трубы Вентури, сегментные диафрагмы, ультразвуковые,
электромагнитные расходомеры и приборы с преобразователями местной скорости потока.
Среди перечисленных СИ расхода, наиболее точными, надежными
и универсальными по совокупности эксплуатационных характеристик
являются электромагнитные расходомеры.
Как известно, электромагнитные расходомеры позволяют измерять
расходы в трубах от чрезвычайно малых диаметров до громадных – (3000 – 4000) мм.
В канале прибора отсутствуют какие-либо элементы конструкции,
препятствующие потоку и искажающие его эпюру скорости. Показания электромагнитных расходомеров практически не зависят от изменения физических свойств измеряемой среды: плотности, вязкости,
электропроводности, весьма мало зависят от распределения скорости
потока в канале.
Несмотря на такие высокие метрологические и эксплуатационные
возможности, полнопроходные электромагнитные расходомеры с
условными диаметрами более 300 мм в России никем не выпускаются.
Потребность в них обеспечивается исключительно за счет импортных
приборов из Западной Европы. Причем доля электромагнитных расходомеров по отношению к другим средствам измерений расхода в России существенно ниже, чем в промышленно развитых странах.
В Государственном реестре СИ зафиксировано более десятка фирм,
поставляющих эти приборы в Россию. Основными зарубежными фирмами являются такие крупные и известные, как: Krohne, Endress+Hauser, Fischer Porter, Danfoss и др.
Одной из причин отставания России в области СИ расхода в трубах
большого диаметра является практически полное отсутствие метрологической базы для этих приборов.
До настоящего времени традиционными средствами метрологического обеспечения электромагнитных расходомеров являются стационарные проливные расходомерные установки. В них в качестве эталонных средств используются объемные, весовые мерники или образцовые расходомеры.
Для градуировки и поверки расходомеров большого диаметра за
рубежом (в США, Германии, Англии, Японии, Китае) применяют расходомерные установки класса точности (0,015 – 0,05) % с различной
градацией по диаметрам мерных участков трубопроводов, вплоть до
уникальных расходомерных установок с диаметрами мерных участков (2000 – 3000) мм, на расходы до (100 – 400) тыс. м3/ч. По мере воз148
растания диаметров мерных участков, установки представляют собой
все более и более сложные и дорогостоящие сооружения.
В России подобных установок нет. Это является основной причиной, сдерживающей развитие отечественных расходомеров большого
диаметра и в первую очередь наиболее точных полнопроходных электромагнитных расходомеров.
Согласно “Положению о Федеральном Агентстве по техническому
регулированию и метрологии”, поставляемые из-за рубежа приборы
должны быть обеспечены средствами поверки в России. Однако по
выше указанной причине это требование практически не выполняется.
Например: Кемеровский ЦСМ, Новолипецкий металлургический комбинат, завод “Северсталь”, г. Череповец и др. оказались не в состоянии
обеспечить плановую поверку крупных партий расходомеров с диаметрами (300 – 800) мм, приобретенных у фирмы Endress+Hauser из-за
отсутствия в России требуемых эталонов.
Несомненно, сеть расходомерных установок, аналогичных зарубежным, должна быть создана и в России. Без этого нельзя рассчитывать на какой-либо прогресс в развитии современной отечественной
расходомерной техники для труб большого диаметра.
Необходимо в самые короткие сроки решить комплекс вопросов по
созданию в России сети расходомерных установок для расходомеров
большого диаметра. Предусмотреть закупку в США или Германии по
крайней мере двух-трех трубопоршневых установок с диаметрами
мерного участка до (300 – 600) мм для Федерального Агентства по
техническому
регулированию
и
метрологии
или
ГНЦ“НИИтеплоприбор”. Определить заказчиков и проектантов установок для расходомеров с Ду до 1000 мм. Необходимо выйти в Правительство Москвы, Санкт-Петербурга или иного крупного промышленного мегаполиса с инициативой “о создании, например, при Федеральном Агентстве по техническому регулированию и метрологии или при
ГНЦ “НИИтеплоприбор” метрологического расходомерного центра с
расходомерной установкой высокого класса точности на расходы
до (100 – 400) тыс. м3/ч”. Выполнение этих мероприятий позволит
приступить к радикальному решению проблемы метрологического
обеспечения расходомеров больших диаметров, и в конечном итоге
начать улучшать контроль водоснабжения, теплоснабжения и экологической обстановки в стране.
В качестве дополнительной меры решения вопроса о метрологическом обеспечении расходомеров большого диаметра целесообразно
также развивать и применять средства, основанные на имитационном
моделировании приборов.
149
Поскольку это частное решение не требует больших объемов финансирования и длительных сроков внедрения, остановимся на нем
подробнее.
В ГНЦ “НИИтеплоприбор” разработан имитационный метод градуировки и поверки электромагнитных расходомеров, который при
соответствующей его доработке может быть успешно применен к
электромагнитным расходомерам большого диаметра.
Накоплен значительный экспериментальный материал по сходимости результатов проливных и беспроливных измерений на электромагнитных расходомерах с Ду до 300 мм.
Теоретические и экспериментальные исследования в области имитационного моделирования электромагнитных расходомеров, выполненные в ГНЦ “НИИтеплоприбор”, в течение ряда лет неоднократно
докладывались и обсуждались на самых авторитетных международных
конференциях, в том числе IMEKO, FLOMEKO, и опубликованы в
различных научных и технических журналах.
Технические решения, используемые в этих работах, защищены патентами и отмечены золотой и серебряной медалями, а также дипломами на Всемирных салонах в Брюсселе и Женеве.
На основе работ ГНЦ “НИИтеплоприбор” созданы мобильные образцовые поверочные установки, основанные на методе имитационного моделирования, обеспечивающие поверку электромагнитных расходомеров и теплосчётчиков без пропускания потока жидкости через
канал поверяемого прибора.
В апробации имитационного метода на разных стадиях разработки
установки участвовали ведущие научно-исследовательские институты
Федерального Агентства по техническому регулированию и метрологии. В результате этих исследований имитационные установки сертифицированы и зарегистрированы в Федеральном Агентстве по техническому регулированию и метрологии как СИ, которые применимы в
качестве средств метрологического обеспечения электромагнитных
расходомеров.
Полученные результаты показывают, что имитационное моделирование обладает следующими возможностями:
– неограниченным диапазоном имитируемых расходов;
– возможностью исследования приборов любых конструкций с
диаметрами от 25 до 3000 мм;
– высокой точностью средств исследований и поверки;
– возможностью исследования приборов при максимально приближенных условиях испытаний к реальным условиям эксплуатации: мо150
делирование потока жидкости в широком диапазоне физических
свойств (вязкости, плотности, температуры и т.п.); моделирование неоднородности состава измеряемой среды, неполного заполнения канала измеряемой средой;
– моделирование потоков с различной кинематической структурой,
при любых числах Рейнольдса, при несимметричных относительно оси
канала распределениях скорости, возможностью исследования приборов в лаборатории и на месте их эксплуатации;
– высокой производительностью метрологических средств, полной
автоматизацией обработки результатов исследований, протоколирования и ведения архива;
– комфортностью условий работы исследователя (отсутствием акустического шума, высокой влажности, вибраций);
– низкой стоимостью и высокой тиражируемостью установок;
– высокой надежностью и помехозащищенностью.
Установка Поток–Т (Рис. 2) состоит из набора преобразователей
магнитного поля (зондов), персональной ЭВМ, интерфейсной платы (содержащей многоканальный аналого-цифровой преобразователь),
согласующего блока и пакета программ. Пределы допускаемой основной погрешности установки составляют ± 0,2 %.
Рис.2 Имитационная поверочная установка Поток-Т
Установка обеспечивает поверку электромагнитных расходомеров,
счетчиков-расходомеров и теплосчётчиков типа РОСТ, СТЭМ, РЭМ,
SKM, ТЭРМ, ИР, ТС, SA, VA, КМ-5, ТЭМ и др. с Ду до 300 мм. Ве151
дутся работы по расширению ее применения для электромагнитных
расходомеров и теплосчётчиков других отечественных и зарубежных
фирм.
Недавно существенно расширены метрологические возможности
установки. Теперь установка позволяет проводить дополнительно измерение коэффициента преобразования первичного преобразователя и
нормирование в единицах расхода опорного сигнала измерительного
устройства расходомера.
Это позволяет пользователю без демонтажа первичного преобразователя с трубопровода и без остановки потока измеряемой жидкости
через канал прибора производить его поверку, переградуировку на
другой диапазон измерений, замену измерительного устройства на
другое и т.п.
Если прибор снабжен калибратором, предназначенным для
настройки измерительного устройства, то установка позволяет сигнал
калибратора нормировать в единицах расхода. При этом калибратор
приобретает дополнительные метрологические функции. С его помощью можно производить поверку комплекта расходомера, обеспечивать замену первичных преобразователей и измерительных устройств,
переградуировать приборы на другой предел измерений и т.п.
Если поверяемый прибор имеет два или более первичных преобразователей расхода, подключенных к общему вычислителю, то установка позволяет имитировать нормированные значения расходов одновременно по всем каналам и определять погрешность измерения разности расходов между любыми поверяемыми каналами.
Несколько лет назад появились расходомеры для труб большого
диаметра (до 4000 мм) с несколькими преобразователями локальной
скорости потока, например, расходомер для труб большого диаметра,
первичный преобразователь расхода которого состоит из двух или
трех преобразователей локальной скорости потока. Появились электромагнитные преобразователи расхода с двумя и более парами электродов, например для измерения расхода в не полностью заполненных
каналах, и для труб большего диаметра. Установка Поток-Т позволяет
проводить поверку таких приборов при одновременном воспроизведении сигналов по всем каналам, что существенно упрощает процедуру
измерений и повышает точность поверки.
Актуально и выгодно и покупателю и продавцу первичных преобразователей расхода поставлять их и соответственно приобретать с
измеренными коэффициентами преобразования. Тогда покупатель понимает, что приобретает, и может комплектовать расходомеры без
необходимости градуировки на расходомерной установке. Градуиров152
ка комплекта расходомера в этом случае выполняется с помощью калибратора.
Разработано обширное программное обеспечение установки.
Основной проблемой создания имитационной установки является
проектирование преобразователя магнитного поля в виде плоской или
поверхностной индукционной катушки (Рис. 3), витки которой распределены по линиям уровня поверхностной весовой функции.
Рис.3 Печатные платы индукционных катушек
для приборов с Ду от 25 до 800 мм
Как правило, изготовители расходомеров пока, т.е. в настоящее
время, не обладают необходимым научным потенциалом, позволяющим самостоятельно выполнить такую работу. Можно показать, что
значительное количество исследований электромагнитных расходомеров можно выполнить имитационным методом и без применения преобразователя магнитного поля в виде уникальной индукционной катушки, а с помощью калибратора.
Калибратор чрезвычайно прост по конструкции и схеме, может
быть изготовлен практически любой лабораторией, занимающейся
обслуживанием электромагнитных расходомеров. Его метрологическая аттестация также не представляет труда. Особенно высокой защиты калибратора от электромагнитных помех не требуется т.к. поверяе153
мый расходомер успешно сам справляется с отделением информативной компоненты сигнала калибратора от помех различной природы,
ведь в реальных условиях эксплуатации прибора уровень помеховой
обстановки несоизмеримо выше, чем при работе с калибратором.
Первоначально может показаться, что с помощью калибратора
можно исследовать метрологические характеристики только измерительного устройства, а не комплекта расходомера в целом. Но это не
совсем так.
Анализируя современную конструкцию электромагнитного расходомера, во многих случаях можно прийти к выводу, что наиболее высокой надежностью обладает узел электромагнитного расходомера,
которым является его индуктор. Индуктор находится внутри корпуса
прибора, индуктор не контактирует ни с измеряемой средой, ни с
окружающим прибор воздушным пространством, корпус, как правило,
надежно защищает индуктор от внешних повреждений. Работоспособность и номинальные технические характеристики индуктора во многих типах электромагнитных расходомеров практически могут гарантироваться изготовителем на весь срок службы прибора. Если это так,
то метрологические операции по определению величины и распределения магнитного поля в канале расходомера можно выполнять только
один раз при изготовлении и градуировке расходомера. Причем градуировка расходомера может быть выполнена любым способом, как с
помощью проливной расходомерной установки, так и беспроливным
способом, например с помощью установки Поток-Т.
Метрологическая характеристика измерительного устройства отградуированного расходомера несет в себе информацию о коэффициенте преобразования первичного преобразователя. Для измерения этого коэффициента преобразования достаточно подсоединить к измерительному устройству калибратор, установить на нем параметры, соответствующее расходу, и по этим данным провести вычисление.
Как известно, коэффициент преобразования первичного преобразователя определяется не только значением и распределением магнитного поля, но и некоторыми характерными геометрическими параметрами: диаметром канала и расстоянием между электродами. Эти параметры в процессе эксплуатации могут изменяться.
Поэтому необходимо выделить из коэффициента преобразования
первичного преобразователя ту составляющую, которая определяется
только характеристикой магнитного поля индуктора, что просто осуществить при первичной поверке прибора.
154
Некоторые западные зарубежные фирмы гарантируют неизменность параметров индуктора на весь срок службы прибора и рекомендуют проводить вторичную поверку приборов этим способом.
В заключение следует отметить, что в настоящее время имитационные средства находятся на начальном пути своего развития. Создание имитационных методов исследования должно опережать разработку электромагнитных расходомеров. Новые модели расходомеров
должны разрабатываться с учетом применения к ним имитационных
методов и средств поверки.
Темпы развития методов моделирования не соответствуют современным задачам. Развивать имитационные методы моделирования
необходимо сообща, всем организациям и фирмам, разрабатывающим
электромагнитные расходомеры. В разработку имитационных методов
вкладывать больше финансовых средств и привлекать наиболее подготовленных и перспективных специалистов.
Автор
Вельт Иван Дмитриевич, зав. лабораторией, ГНЦ “НИИтеплоприбор”, д.т.н.
Россия, Москва, 129085, пр. Мира, 95
Тел/факс. (095) 215-78-00.
E-mail: vellt@rol.ru
155
3. НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
Шехтман М.Б., Ладугин Д.В.
Типовые решения при создании систем управления ГРП
и коммерческих узлов учёта газа
на базе программно-технического комплекса “КРУГ-2000/Г”
1. Цель, назначение системы
Природный газ на сегодняшний день является основным видом
топлива для объектов теплоснабжения, таких как, например, ТЭЦ, малых и больших котельных. При этом качество и стоимость поставляемого на объекты теплоснабжения природного газа, в целом формируют себестоимость произведённой тепловой и электрической энергии, а
также определяют издержки на их производство. Использование морально и технически устаревших узлов учёта природного газа на таких
предприятиях вследствие низкой точности приводит к удорожанию
себестоимости выпускаемой продукции, а отсутствие грамотной автоматизации учёта потребления природного газа, контроля и управления
за его диспетчеризацией на газораспределительных пунктах (ГРП) и
газораспределительных станциях (ГРС) приводит к увеличению общего дисбаланса в трубопроводных сетях.
Решение проблемы связано с переоборудованием и комплексной
автоматизацией газораспределительных пунктов и, как результат, создание современной автоматизированной системы учета природного
газа, контроля и управления за его диспетчеризацией. Такая система
в итоге обеспечит:
– взаимодействие диспетчерских служб между всеми уровнями
контроля и управления технологическими процессами диспетчеризации природного газа;
– эффективное управление рабочими и технологическими процессами;
– повышение точности, достоверности и оперативности учёта расхода природного газа, что в свою очередь позволит установить реальную картину потребления газа и обеспечит объективность взаиморасчётов на границе между потребителем и поставщиком газа;
– уменьшение издержек на производство тепловой энергии за счёт
более точного коммерческого учёта потребления природного газа;
– уменьшение себестоимости тепловой энергии за счёт понижения
потребления энергоресурсов на собственные нужды вследствие точного и оперативного коммерческого и технического учёта материальных
и энергетических потоков.
156
Подобные поставленные задачи успешно решаются на базе программно-технического комплекса (ПТК) “КРУГ-2000/Г”.
2. Преимущества, отличительные особенности
ПТК серии “КРУГ-2000/Г” сертифицированы, занесены в Госреестр средств измерений и имеют сертификаты об утверждении типа.
Кроме того, ПТК “КРУГ-2000/Г” имеет свидетельство о взрывозащищенности и допущен к применению во взрывоопасных условиях.
Отличительными особенностями системы управления и учёта природного газа на базе ПТК “КРУГ-2000/Г” и её преимуществами по
сравнению с аналогичными системами на базе классических газовых
счётчиков являются:
– более высокая точность расчёта расхода природного газа за счёт
высокой скорости обработки данных (1 с – в ПТК “КРУГ-2000/Г”,
15 с – в газовых счётчиках);
– более высокая достоверность расчёта расхода природного газа за
счёт определения его полного компонентного состава, вследствии возможности интеграции ПТК “КРУГ-2000/Г” с высокоточными поточными газовыми анализаторами;
– широкий динамический диапазон измерений расхода, вследствии
использования многопредельных составных измерительных каналов;
– возможность проведения поверки отдельных измерительных каналов системы без останова всей системы в целом;
– широкий спектр и масштабируемость выполняемых задач, вследствии модульного принципа построения программного обеспечения и
однородных применяемых технических средств. В том числе учёт
природного газа и его компонентов, интеграция с модулем учёта тепловой энергии и теплоносителя, взаимосвязь с функциями регулирования, защит и блокировок технологического оборудования единым программно-техническим комплексом;
– минимизация затрат при монтаже системы и её дальнейшем развитии, за счёт возможности её поэтапного ввода в эксплуатацию,
вследствии модульного принципа построения ПТК “КРУГ-2000/Г” и
его распределённой архитектуры;
– снижение издержек на эксплуатацию системы вследствии применения однородных программных и технических средств.
3. Функции
Коммерческий и технический учёт энергоносителей:
– измерение аналоговых электрических сигналов от устройств
нижнего уровня и преобразование их в эквивалентное значение физической величины;
157
– автоматическое переключение диапазонов измерений составных
измерительных каналов (многопредельный режим измерений);
– приём цифровой информации от интеллектуальных датчиков по
интерфейсам RS232, RS485, Ethernet и Radio Ethernet.
– вычисление теплофизических параметров природного газа и его
компонентов, таких как плотности в нормальных и рабочих условиях,
вязкости, показателя адиабаты, коэффициента сжатия, фактора сжимаемости, теплоты сгорания, числа Воббе по измеренным значениям
температуры, давления, компонентного состава природного газа (как
полного, так и не полного) в соответствии с ГОСТ серии 30319 [1–4];
– вычисление расхода природного газа и его компонентов в рабочих и нормальных условиях в трубопроводе или узлах учёта любой
конфигурации методом переменного перепада давления в соответствии с ГОСТ 8.563.2 [5] или методом измерений по скорости в одной
точке сечения трубы в соответствии с ГОСТ 8.361 [6];
– вычисление массы и объёма природного газа и его компонентов,
прошедшего в течении заданного интервала времени по трубопроводу
или узлам учёта любой конфигурации;
– восстановление учётных данных за время простоя системы, ведение учёта по договорным значениям.
– формирование и вывод на печать отчётных ведомостей.
Регулирование, контроль и управление технологическим оборудованием:
– контроль, дистанционное управление и регулирование по известным законам (ПИ, ПД, ПИД) исполнительными механизмами (насосным оборудование, задвижками, клапанами и т.п.);
– реализация противоаварийных защит и блокировок технологического оборудования;
– охранная сигнализация, контроль загазованности и поддержка
других функций жизнеобеспечения технологических помещений.
Взаимодействие с обслуживающим персоналом:
– визуализация на экранах мониторов операторских станций общих
мнемосхем с динамической индикацией выведенных на них измеряемых и вычисляемых параметров в цифровом, табличном виде или в
виде графиков изменения во времени (трендов);
– ввод исходных данных для учёта (договорные значения, коэффициенты и т.п.) в режиме реального времени данных;
– ведение протокола событий системы;
158
– формирование световой и звуковой сигнализации при выходе текущих значений параметров за регламентируемые границы, а также
при других нештатных ситуациях (обрыв связи, выход из строя отдельного модуля и т.п.);
– архивации информации (тренды, отчётные ведомости, протокол
событий) на магнитооптический диск, на CD-R/RW-диск и на жёсткий
диск компьютера;
– удалённое проведение работ по сервисному обслуживанию абонентов сети системы (удалённое программирование, работа с файловыми операциями, вызов удалённого терминала);
– предоставление информации пользователям сети предприятия,
посредством программного обеспечения “WEB-Контроль”;
– передача/приём данных в сторонние системы посредством файлсервера и ОРС технологий.
4. Архитектура
Рассмотрим типовую схему построения автоматизированной системы учёта природного газа, контроля и управления ГРП (ГРС) на
базе ПТК “КРУГ-2000/Г”, изображённую на рис. 1.
В общем случае система представляет собой многоуровневую,
иерархически распределённую автоматизированную систему, интегрированную в сеть предприятия.
Нижний уровень – условно уровень КИП, может быть представлен
датчиками параметров потока, а именно: датчики температуры (термометры сопротивления), датчики давления и разности давлений, газовым анализатором; исполнительными механизмами (электрозадвижки, клапаны и отсекатели, насосное оборудование и т.д.), датчиками
загазованности и т.п.
Средний уровень в общем случае может быть представлен микропроцессорными контроллерами и устройствами связи с объектом (УСО), представляющими собой совокупность измерительных
модулей ввода/вывода. УСО, размещаются в непосредственной близости к объекту автоматизации (например на ГРП), собирают информацию с датчиков нижнего уровня, после чего в цифровом формате она
передаётся в контроллер. Полученные данные в контроллере обрабатываются, и на их основе осуществляется вычисление теплофизических и количественных параметров энергоносителя, а также производится выдача управляющих сигналов на исполнительные механизмы.
159
Рис. 1. Схема построения автоматизированной системы учёта природного газа,
контроля и управления ГРП (ГРС) на базе ПТК “КРУГ-2000/Г”
Средний уровень может быть выполнен по схеме 100% “горячего”
резервирования и зеркализации процессорной части, модулей ввода/вывода, сетевого оборудования и локально-вычислительной сети.
При выходе из строя одного из указанных компонентов в безударном
режиме немедленно в работу вводится резерв.
Верхний уровень – условно операторский, строится с использованием архитектуры клиент-сервер и может быть представлен в общем
160
случае серверами станций оператора-архивирования, станциями оператора – клиентами, станцией инжиниринга и станцией Web-контроля.
Серверы, выполненные по схеме 100% “горячего” резервирования
и зеркализации, осуществляют визуализацию, хранение, заданную обработку данных, поступающих с контроллера.
Станции оператора – клиенты предназначены для оперативного
контроля и дистанционного управления исполнительными механизмами, технологическим процессом в целом.
Станция инжиниринга и станция Web-контроля реализуют функции удалённого доступа к компонентам системы.
Посредством Станции инжиниринга обслуживающий персонал системы осуществляет наладочные работы на операторских станциях и
контроллере, связанные с выполнением следующих функций:
– выполнение операций с дисками станций операторов и контроллера;
– работа с абонентами локальной вычислительной сети системы в
режиме удалённого терминала;
– коррекция системного времени абонентов системы;
– диагностика контроллера и УСО в режиме on-line;
– выполнение операций по работе с контроллером (сетевая загрузка, модификация ПО контроллеров, программирование, перезагрузка);
– работа с протоколом сообщения станции инжиниринга.
Станция Web-Контроля обеспечивает доступ на просмотр информации системы сторонним пользователям в заводской сети. Так, посредством браузера Internet сети (например, Internet Explorer) пользователь заводской сети при наличии соответствующего доступа может
просмотреть в режиме реального времени текущее состояние мнемосхем, отчётных ведомостей, графиков и т.п.
5. Технические характеристики ПТК “КРУГ-2000/Г”
Период опроса аналоговых измерительных каналов (20 – 1000) мс.
Период вычисления количественных параметров энергоносителя 1 с.
Общее количество входных/выходных измерительных каналов
до 30000.
Пределы допускаемой основной приведённой погрешности измерительных каналов ПТК “КРУГ-2000/Г” для стандартных сигналов
тока, напряжения, сопротивления  (0,025 – 0,3) % в зависимости от
типа используемых УСО.
161
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности преобразования сигналов термопреобразователей сопротивления в значения
температуры  (0,2 – 1) С в зависимости от типа используемого УСО.
Пределы допускаемой основной абсолютной погрешности преобразования сигналов термопар в значения температуры  (0,5 – 5) С
в зависимости от типа используемого типа УСО и нормированной статической характеристики термопары.
Пределы допускаемой основной приведённой погрешности выходных аналоговых сигналов постоянного тока  (0,1 – 0,5) % в зависимости от типа используемых УСО.
Пределы допускаемой относительной погрешности ведения интервальных счётчиков расхода природного газа и его компонентов, прошедшего в течении заданного интервала времени по трубопроводу или
узлу учёта в целом –  0,1 %.
Пределы допускаемой основной относительной погрешности вычисления мгновенного массового или объёмного расхода теплоносителя в трубопроводе или по узлу учёта в целом  0,15 %.
Пределы допускаемой абсолютной погрешности измерений времени –  5 с (за 24 часа).
6. Опыт внедрений ПТК “КРУГ-2000/Г”
Среди объектов внедрения автоматизированных систем управления
и учёта на базе ПТК “КРУГ-2000/Г” являются: Саранская ТЭЦ-2, Пензенская ТЭЦ-1; Киришский НПЗ, Саратовский НПЗ и др.
7. Выводы
Таким образом, внедрение современных, высокоточных автоматизированных систем учета природного газа, контроля и управления за
его диспетчеризацией, на базе ПТК “КРУГ-2000/Г” является перспективным решения поставленных задач:
– повышения достоверности учета потребляемого газа, а следовательно решением проблемы небаланса между поставщиками и потребителями.
– уменьшение издержек на производство тепловой энергии за счёт
более точного коммерческого учёта потребления природного газа
– уменьшение себестоимости тепловой энергии за счёт понижения
потребления энергоресурсов на собственные нужды вследствии точного и оперативного коммерческого и технического учёта материальных
и энергетических потоков.
162
Литература
1. ГОСТ 30319.0-96 Газ природный. Методы расчета физических
свойств. Общие положения
2. ГОСТ 30319.1-96 Газ природный. Методы расчета физических
свойств. Определение физических свойств природного газа, его компонентов и продуктов его переработки
3. ГОСТ 30319.2-96 Газ природный. Методы расчета физических
свойств. Определение коэффициента сжимаемости
4. ГОСТ 30319.3-96 Газ природный. Методы расчета физических
свойств. Определение физических свойств по уравнению состояния
5. ГОСТ 8.563.2 -97ГСИ. Измерение расхода и количества жидкостей и газов методом переменного перепада давления. Методика выполнения измерений с помощью сужающих устройств
6. ГОСТ 8.361-79 ГСИ. Расход жидкости и газа. Методика выполнения измерений по скорости в одной точке сечения трубы
Авторы
Шехтман Михаил Борисович – генеральный директор НПФ “КРУГ”, к.т.н.
E-mail: shehtman@krug2000.ru
Ладугин Денис Витальевич – зам. нач. отдела систем учета НПФ “КРУГ”
E-mail: krug@krug2000.ru
Россия, 440028, Пенза, ул. Титова, 1-Г www.krug2000.ru
Тел. (841-2) 55-64-75, 55-64-97, 49-94-14. Факс. (841-2) 55-64-76
163
Ткаченко А.В.
Программно-технический комплекс
”ДИСПЕТЧЕРСКИЙ ГРАФИК”
Процесс производства электроэнергии, распределение её между
потребителями – сложные технологические процессы, требующие
применения телемеханических методов и средств централизованного
управления и контроля.
Эффективное управление такими сложными производствами возможно лишь из управляющих информационных центров, куда поступает необходимая контрольная информация от всех объектов, участвующих в едином процессе производства. В результате обработки этой
информации вырабатываются команды управления контролируемым
процессом, учитывающие текущее состояние всех контролируемых
объектов.
В НПФ “КРУГ” создан гибкий, универсальный, надежный и устойчивый программно-технический комплекс (ПТК) “КРУГ-2000” на базе
SCADA, объединяющий в себе функции системы телемеханики и автоматизированной информационно-измерительной системы (АИИС).
При создание данного комплекса принимались во внимание следующие требования:
– требования к учету с заданными периодами интегрирования;
– требования по ведению графиков планируемого потребления и
отслеживание его выполнения;
– требования по обеспечению оперативного мониторинга параметров с достижением меньшей дискретности;
– требования к возможности перспективного развития данного
комплекса (в частности, его использования совместно с АСУ ТП).
Основные возможности ПТК “Диспетчерский график”:
– измерение в реальном масштабе времени (с интервалом от 1
до 5 с) следующих электрических параметров: электроэнергии, напряжения, тока, активной мощности, реактивной мощности, частоты;
– контроль соблюдения 2% уровня почасовых отклонений мощности;
– передача данных о состоянии объектов (телесигнализация) в реальном масштабе времени в центр управления ПТК с целью оперативного управления и предупреждения аварий.
ПТК “Диспетчерский график” реализован как трёхуровневая
иерархическая интегрированная автоматизированная система (рис. 1),
в состав которой входят:
164
1-й уровень: контролируемые пункты (КП) на базе цифровых счетчиков;
2-й уровень: пункты управления (ПУ), располагающиеся на ТЭЦ;
3-й уровень: автоматизированное рабочее место (АРМ) дежурного
инженера станции (ДИС), центральная приемо-передающая станция (ЦППС) филиала ОАО “СО-ЦДУ ЕЭС” РДУ энергосистемы.
Рис. 1. Структурная схема комплекса телемеханики
Функции
Устройства КП на базе современных цифровых счетчиков
(например, ПЦ6806) обеспечивают автоматическое проведение измерений в точке учета и выполняют следующие функции:
– измерение тока, напряжения, активной и реактивной мощности
по каждой фазе;
– накопление (подсчет) активной и реактивной энергии как в прямом, так и в обратном направлениях (потребленной и возвращенной
соответственно);
– измерение частоты сети;
– функции телеуправления и телесигнализации;
– подсчета количества импульсов, поступивших на входы телесигнализации;
– включение выходов телеуправления в случае выхода измеряемых
параметров за установленные пределы или при появлении сигнала на
входах телесигнализации;
165
– индикацию измеренных и вычисленных параметров на встроенном цифровом индикаторе.
Кроме того, обеспечивается выполнение следующих функций:
– распределение и накопление энергии по 12-ти тарифным зонам с
учетом субботних, выходных и праздничных дней;
– накопление, хранение и передачу усредненной мощности;
– фиксация максимальной мощности в каждой тарифной зоне;
– отсчет и индикация текущего времени;
– автоматический переход на летнее и зимнее время;
– фиксация измеренных параметров через заданные промежутки
времени отметкой времени фиксации;
– сохранение в памяти счетчика и передача по запросу верхнего
уровня формы кривой тока и напряжения по всем фазам;
– архивирование параметров и событий с отметками реального
времени.
Устройство ПУ, выполненное на базе компьютера промышленного исполнения, выполняет следующие функции коммуникационного
сервера:
– конвертация протоколов обмена данными цифровых счетчиков в
протоколы “верхнего уровня”;
– многоканальный прием и передача данных;
– использование каналов связи различных типов;
– поддержка разных протоколов обмена данными: МЭК 870-5101/104, ТСР/IР, ТМ512 и др.;
– параметризация (возможность внесения изменения в ПО при изменении в архитектуре комплекса на объекте);
– возможность подключения локального АРМ ДИС;
– автоматический сбор и обработку информации (линеаризация,
фильтрация, масштабирование, а также обнаружение, сигнализация и
регистрация отклонений параметров от установленных границ; вычисление значений переменных, предусмотрена возможность ручного
ввода данных) о состоянии средств измерений, а также обеспечения
интерфейсов доступа к этой информации.
Программное обеспечение коммуникационного сервера функционирует под управлением OC Linux.
ЦППС и АРМ ДИС обеспечивает решение задач по приему информации от устройств нижнего уровня через ПУ, обработку и накопление во внутренней базе данных, а также выполняет следующие
функции:
– прием данных телеметрии с возможностью резервирования каналов приема (основной и резервный каналы);
166
– визуализация на экранах мониторов операторских станций общих
мнемосхем с динамической индикацией выведенных на них измеряемых и вычисляемых параметров в цифровом, табличном виде или в
виде графиков изменения во времени (трендов);
– проверка достоверности данных с автоматической заменой значения параметра на резервное при выходе за пределы интервала достоверности;
– формирование световой и звуковой сигнализации при выходе текущих значений параметров за регламентируемые границы, а также
при других нештатных ситуациях;
– архивация информации (тренды, отчётные ведомости, протокол
событий) на магнитооптический диск, на CD-R/RW-диск и на жёсткий
диск компьютера;
– ведение протокола событий системы;
– ввод в режиме реального времени исходных данных (договорные
значения, коэффициенты и т.п.);
– контроль за состоянием каналов связи с выводом диагностической информации;
– возможность создания комплекса для работы в режиме 100% “горячего” резервирования серверов;
– наличие аппаратных или программных средств автоматического
перезапуска при зависаниях программного обеспечения;
– удалённое проведение работ по сервисному обслуживанию абонентов сети системы (удалённое программирование, работа с файловыми операциями, вызов удалённого терминала);
– предоставление информации пользователям сети предприятия,
посредством программного обеспечения “WEB-Контроль”;
– передача/приём данных в сторонние системы посредством файлсервера и ОРС технологий.
ЦППС помимо выше перечисленных функций осуществляет разделение и маршрутизацию данных на серверы телемеханики и в каналы
ретрансляции регионального диспетчерского управления.
Теперь остановимся несколько подробнее на одной из возможностей ПТК, которая собственно и дала ему название: контроль соблюдения 2% уровня почасовых отклонений мощности.
Одним из требований к диспетчерскому управлению является адекватность отображения договорных параметров режима средствами
диспетчерского технологического управления. Это требование подкрепляется штрафными санкциями, которые налагаются на региональные АО-энерго, даже при однократном превышении последними заявленной по договорам с субъектами рынка и, в частности, с РАО “ЕЭС
России” мощности.
167
Заданием на производство электроэнергии является расчетный
диспетчерский график, который выдается накануне операционных суток НП “АТС”. График указывает те объемы электроэнергии, которые
станции необходимо поставить на ФОРЭМ. Задача диспетчерской
службы – обеспечить прохождение станцией графика “линия в линию”. Отклонения (они считаются инициативой) как в сторону увеличения производства электроэнергии, так и в сторону уменьшения допускаются. Но не более двух процентов. Киловатт-часы, которые станция произвела по инициативе диспетчера “выше графика”, оплачиваются по более дорогому тарифу – с коэффициентом 1,05. Отклонения
от графика в сторону уменьшения производства (опять-таки по инициативе диспетчера) частично компенсируются. Если электроэнергии
будет выработано больше положенного, разницу не оплатят; если
меньше – обяжут восполнить недостающий объем по тарифу “дорогой” станции энергозоны.
Это означает, что диспетчер, в силу необходимости принятия решений по выполнению и корректировки диспетчерского графика, должен иметь механизм (соответствующее информационное и программное обеспечение) для управления (изменения) параметрами нормального и переходного режимов функционирования электроэнергетической системы.
Одним из подобных механизмов является, реализованный на базе
SCADA КРУГ 2000 диспетчерский график (рис. 2) дежурного инженера станции.
На диспетчерском графике можно выделить следующие информационные области:
1 область – график 30-ти минутных значений мощности
2 область – график 3-х минутных значений мощности;
3 область, в которой приведены: прогнозируемое значение мощности за текущий интервал времени (за получас, и за час), а также среднее значение и рекомендуемое значение мощности;
4, 5 области, в которых в табличном виде приведены данные о режиме работы: текущее среднее, превышение номинального значения,
прогнозируемое значение мощности за текущий временной интервал;
значения генерируемой мощности по каждому генератору и суммарная;
6 область – управления диспетчерским графиком.
Диспетчерский график позволяет:
– просматривать историю изменения мощности по 3-х и 30-минутным интервалам времени;
168
– формировать отчетные ведомости о превышении номинальных
значений;
– формировать сообщения о превышении и об изменениях режима
в протокол работы системы.
Рис. 1. Диспетчерский график
Выводы
Таким образом, внедрение ПТК “Диспетчерский график” позволит:
– существенно сократить размеры штрафов за отклонение от диспетчерского графика;
– сократить издержки на эксплуатацию за счет применения однородных программно-технических средств для задач телемеханики и
учета электроэнергии;
– перевести средства телемеханики на международный стандарт
обмена серии МЭК-870-5.
Автор
Ткаченко Алексей Владимирович – инженер по АСУ ТП НПФ “КРУГ”
Россия, 440028, Пенза, ул. Титова, 1-Г www.krug2000.ru
Тел. (841-2) 55-64-75, 55-64-97, 49-94-14. Факс. (841-2) 55-64-76
E-mail: krug@krug2000.ru
169
Травов В.И.
Система учёта количества светлых нефтепродуктов
на АЗС “КОМАРНЕТТО”. Метрологическое обеспечение
коммерческих операций с нефтепродуктами на АЗС
Проблема учета количества нефтепродуктов на АЗС существует с
момента начала розничной торговли и не решена до настоящего времени. В чем же суть проблемы?
Законом РФ “Об энергосбережении” предусмотрен учет количества
нефтепродуктов на всех стадиях их движения. Не отменена и действует “Инструкция о порядке поступления, хранения, отпуска и учета
нефти и нефтепродуктов на нефтебазах, наливных пунктах и автозаправочных станциях системы Госкомнефтепродукта СССР” № 06/21-8446 от 15.08.85 г. Цепочка реализации нефтепродуктов от производства на НПЗ до оптовых закупок на АЗС выполнена в единицах массы,
т.е. в килограммах, тоннах. Отпуск же нефтепродуктов потребителям
на АЗС осуществляется через топливораздаточные колонки (ТРК) в
единицах объема – литрах. Тем самым, на АЗС, в конечном пункте
движения нефтепродуктов, возникают противоречия по организации
учета и сведения баланса продукта.
Известно, что в силу физических свойств топлива его объем существенно зависит от температуры. Это приводит к тому, что выдаваемая
при различных температурах потребителю номинально одна и та же
доза объема топлива имеет различные массы.
Не имея в настоящее время информации о полученной массе топлива, потребитель, при различной температуре в зависимости от сезона и от времени суток, получает при одном и том же заказанном объеме дозы топлива различные массы. Соответственно, утверждение о
том, что при совершении покупки топлива его права и интересы полностью удовлетворены, не может быть верным.
Из вышесказанного можно сделать вывод о том, что интересы владельцев АЗС и потребителей совпадают и требуют перехода с учета
топлива в единицах объема на учет топлива в единицах массы.
На практике баланс нефтепродуктов по их объему недостижим в силу реальных физических свойств нефтепродуктов, и с учетом
особенных климатических условий России.
Выход из этой ситуации может быть только один: материальный
баланс и учет движения нефтепродуктов на АЗС должен выполняться только в единицах массы, т.е. в килограммах.
170
Что же мешает делать это сейчас? Причин несколько:
– прямые измерения массы нефтепродуктов датчиками массового
расхода, “массомерами”, при приеме в резервуары АЗС и отпуске через ТРК вызовут значительное удорожание АЗС, что в итоге приведет
к неэффективности таких доработок с экономической точки зрения;
– несовершенство и противоречивость нормативной базы по метрологии;
– и, самая основная причина – это консервативные взгляды на любые изменения как потребителей, так и владельцев АЗС. По нашему
мнению, “камнем преткновения” здесь является отсутствие принципиального решения Федерального Агентства по техническому регулированию и метрологии об отпуске потребителям моторных топлив на
АЗС в единицах массы.
Тем не менее, выход и правильное решение есть. Нашей организацией – ООО “Сервис-Центр” разработан и предлагается к внедрению
способ учета нефтепродуктов и сведения материального баланса на
АЗС в единицах массы, основанный на расчете плотности и массы
нефтепродукта в зависимости от температуры. Предлагаемый метод
запатентован, реализован в Системе измерительной количества светлых нефтепродуктов на АЗС КОМАРНЕТТО и апробирован в течение
12 месяцев на одной из АЗС. Необходимо особо отметить, что монтаж
Системы не требует каких-либо конструктивных изменений ТРК и
максимально использует существующие средства измерений на АЗС,
что влечет за собой отсутствие каких-либо серьезных затрат на внедрение и обслуживание. Процесс проведения поверки Системы достаточно прост.
В настоящее время проводятся испытания Системы для целей
утверждения типа.
Назначение системы
Система “КОМАРНЕТТО” предназначена для измерений на автозаправочных станциях (АЗС) и комплексах (АЗК), количества светлых
нефтепродуктов:
– при приёме из транспортных мер полной вместимости (ТМ) в резервуары АЗС (АЗК) – в единицах массы;
– при отпуске через топливораздаточные колонки (ТРК) – в единицах массы.
Система “КОМАРНЕТТО” обеспечивает
– учёт принимаемых, хранящихся, отпускаемых и участвующих в
технологических проливах нефтепродуктов по массе;
171
– автоматическое сведение баланса принимаемых и отпускаемых
нефтепродуктов по массе.
Система “КОМАРНЕТТО АЗК-3” применяется в сфере коммерческого оборота светлых нефтепродуктов.
Технические характеристики
Основные технические характеристики системы “КОМАРНЕТТО”
приведены в таблице 1.
Таблица 1
№
п/п
1
2
3
4
5
6
7
Наименование
Значение
Диапазон измерений количеств нефтепродукта, принимаемых в резервуары из транспортных мер полной вместимости, кг
Диапазон измерений количеств (доз) нефтепродукта, отпускаемых через ТРК, кг
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы доз нефтепродукта, отпускаемых через ТРК, %
– в диапазоне доз от 1,5 кг до 7 кг и при отпуске доз во время приема нефтепродуктов
из ТМ в резервуары АЗК №3;
– в диапазоне доз от 7 кг до 850 кг
Пределы допускаемой относительной погрешности измерений массы нефтепродукта,
принимаемого из транспортных мер полной
вместимости, %
Количество резервуаров (сложных каналов
измерений количества нефтепродукта при
приеме), шт.
Количество топливораздаточных кранов
(сложных каналов измерений количества
нефтепродукта при отпуске), шт.
Диапазон изменений температуры нефтепродуктов, С
1000 – 15000
1,5 – 850
± 0,5
± 0,3
± 0,4
По количеству
видов топлива
на АЗС
Не более 32
[-40] – 50
Температура окружающего воздуха:
– для элементов системы, размещаемых вне операторского помещения: ([-40] – 50) С;
– для элементов системы, размещаемых в операторском помещении: (5 – 30) С.
172
Электропитание: напряжение, (187 – 242) В; частота (49 – 51) Гц.
Маркировка взрывозащиты:
– система температурного мониторинга СТМ – ЕхiаIIАТ3
– уровнемер “Струна М” – OExiaIIBT5
Средняя наработка на отказ при доверительной вероятности 0,8, не
менее 10000 час.
Срок службы, не менее 10 лет.
Состав системы
Система “КОМАРНЕТТО АЗК-3” представляет собой проектно
компонуемую измерительную систему вида ИС-2 по ГОСТ Р 8.596 со
сложными измерительными каналами двух типов – измерения количества при приеме топлива и измерения количества при отпуске топлива,
поставляемую либо в полном составе при строительстве новой АЗС,
либо в составе дополнительных измерительных, связующих и комплексных компонентов – при реконструкции действующей АЗС
В качестве измерительных компонентов системы используются:
– меры вместимости – резервуары стальные горизонтальные РГС,
отградуированные объёмным методом по ГОСТ 8.346 – по количеству
марок топлива, отпускаемых на АЗС;
– уровнемер типа “Струна-М” (№15 669-03 в Государственном реестре СИ) с первичными преобразователями параметров ППП исполнения КШЮЕ2.839.001-01 (типовыми с датчиками плотности), смонтированными на указанных выше мерах вместимости;
– ТРК по ГОСТ 9018 с импульсными электрическими выходами
измерителей объёма,
– система температурного мониторинга типа СТМ (ТУ 4217-01102566540-2003) с температурными преобразователями ПТКВ, монтируемыми накладным способом на топливопроводах ТРК, а также под
кожухом ТРК для измерений температуры окружающего воздуха.
В качестве связующих компонентов Системы используются проводные линии связи.
Сигналы первичных преобразователей (в виде импульсов – с ТРК;
в виде цифровых кодов с других измерительных компонентов) поступают на входы комплексного компонента – контроллера “ПРАМЕР730”, смонтированного в операторной, к которому подключается (по
интерфейсу RS-232) IBM-совместимый компьютер оператора АЗС.
Контроллер и компьютер образуют программно-аппаратный комплекс,
где производятся расчеты масс отпускаемых, принимаемых, хранимых
нефтепродуктов, вычисляются значения небалансов за установленные
173
периоды времени, создаются и сохраняются архивы результатов измерений и расчетов.
Примечание – В системе чаще всего используются уже работающие в составе АЗК меры вместимости, уровнемер и ТРК. Дополнительно поставляются и монтируются: контроллер “ПРАМЕР-730”, система температурного мониторинга СТМ.
Устройство и работа системы
Структурная схема системы приведена на рис.1.
Первичное преобразование информации (об уровне, температуре,
плотности нефтепродукта в каждом из резервуаров) выполняется первичными преобразователями параметров (ППП) уровнемера “СтрунаМ”. Сбор информации с ППП осуществляется блоком вычислительным (БВ) уровнемера, где по измеренному значению уровня нефтепродукта в резервуаре с использованием градуировочной таблицы резервуара, сохраняемой в памяти БВ, вычисляется объём нефтепродукта, а также вычисляется средняя температура. С выхода БВ по интерфейсу RS-232 информация выводится на контроллер “ПРАМЕР-730”.
Информация с температурных преобразователей ПТКВ, смонтированных на топливопроводах ТРК (рис. 4), а также под кожухами ТРК,
в виде кода передается на установленный в операторной адаптер двухпроводный АКД системы температурного мониторинга СТМ (рис. 2),
откуда по интерфейсу RS-232 выводится на контроллер “ПРАМЕР730”.
Информация с импульсных преобразователей измерителей объема
ТРК (по одному сигналу с каждой стороны ТРК) (рис. 3) поступает на
входы контроллера “ПРАМЕР-730”.Также на вход контроллера подаются дискретные логические сигналы для разделения по видам топлива объемных доз, отпускаемых через ТРК.
Контроллер “ПРАМЕР-730” по интерфейсу RS-232 подключается к
персональному компьютеру (ПК) оператора АЗС, образуя программноаппаратный комплекс.
Контроллер функционирует под управлением программного обеспечения “АЗС – учет. Версия 1.0” с настраиваемыми параметрами, которые вводятся при помощи клавиатуры контроллера с защитой от
несанкционированного доступа через пароль доступа. Алгоритм работы системы, реализованный в этом программном обеспечении, описан
ниже.
Программное обеспечение komar.exe устанавливается на ПК и
предназначено для создания и сохранения архивов результатов измерений и расчетов.
174
175
Рис. 1 Структурная схема системы “КОМАРНЕТТО” на примере АЗК с двумя ТРК на три вида топлива
Система теплового мониторинга СТМ
A1
2-х проводная линиия связи
RS232
ЭВМ
Адаптер
интерфейса
Барьер
искрозащиты
Блок
питания
Датчик
1
Датчик
2
Датчик
N
220В
Взрывоопасная
зона
Взрывобезопасная
зона
Блок A1 представляет собой функционально и конструктивно законченное устройство, предназначенное для
согласования обмена информацией между датчиками и ЭВМ.
Адаптер интерфейса предназначен для смешивания цифровых сигналов и сигналов питания. Таким образом, по двум проводам
осуществляется и питание датчиков необходимым напряжением и обмен информацией
Рис. 2. Структурная схема системы температурного мониторинга СТМ
Объемный
счетчик ТРК
Контроллер
Схема управления ТРК
Компьютер
Рис. 3 Структурная схема измерения массы нефтепродуктов
при отпуске через ТРК
176
Рис. 4. Схема крепления датчика температуры
Алгоритм работы системы “КОМАРНЕТТО”
Определение количества нефтепродуктов в единицах массы производится методом косвенных измерений по результатам измерений
объема и плотности.
В ходе проведения экспериментальных работ на АЗК установлено:
а) при приеме в резервуары АЗК за счет конструктивных особенностей сливного устройства и технологии слива происходит интенсивное
перемешивание нефтепродуктов. Практика показала, что через 8-12
минут после окончания слива можно считать температуру и плотность
в резервуаре АЗК постоянными во всем объеме находящегося там
нефтепродукта;
б) за интервал времени между очередными приемами топлива в резервуаре (не более 2-х суток) заметного фракционного расслоения не
наблюдалось. Таким образом, плотность приведенная к 0 С (значение
температуры 0 С выбрано из-за особенностей применяемых формул
пересчета плотностей), остается неизменной.
Приведенные результаты позволяют использовать показания
уровнемера “Струна-М” для определения плотности нефтепродуктов в
резервуарах АЗК и в объемных счетчиках ТРК, несмотря на то, что в
этом уровнемере плотность измеряется поплавковым датчиком в приповерхностном слое нефтепродукта.
177
Для этого используется специальный алгоритм обработки результатов измерения плотности уровнемера “Струна-М” в контроллере
“Прамер-730”, входящем в состав системы.
Через 10 минут по окончании приема топлива в резервуаре АЗК
определяются температура и плотность нефтепродукта при помощи
уровнемера “Струна М”. Это значение плотности приводится в контроллере “Прамер-730 к значению при 0 С, запоминается в памяти
контроллера и используется (до окончания приема нефтепродукта из
следующей ТМ) для расчета текущей средней плотности нефтепродукта в резервуаре АЗК и плотности нефтепродукта в объемном счетчике ТРК. При этом используются:
– для расчета текущей средней плотности нефтепродукта в резервуаре АЗК – текущие значения температуры tср с уровнемера “СтрунаМ”;
– для расчета текущей плотности нефтепродукта в объемном счетчике ТРК – текущие значения температуры нефтепродукта в объемном
счетчике ТРК, рассчитанные по значениям температуры стенок топливопровода на входе объемного счетчика ТРК и температуры окружающего воздуха под кожухом ТРК, измеренных датчиками ПТКВ системы температурного мониторинга СТМ.
В процессе работы системы контроллер “Прамер-730” ежеминутно
вычисляет текущую массу топлива в каждом резервуаре, используя
значения tср и объема, снимаемые с уровнемера “Струна-М”. Увеличение массы на величину более 70 кг по сравнению с предыдущим отсчетом означает начало слива из бензовоза. За окончание слива принимается момент времени, когда это приращение становится менее
70 кг. Спустя 10 минут в контроллере производится определение плотности нефтепродукта, как было описано выше.
Алгоритм работы не требует приостановки отгрузки через ТРК при
приеме топлива в резервуар. Масса нефтепродукта, принятого в резервуар, вычисляется по значениям текущей массы на момент окончания
слива, массы нефтепродукта в резервуаре на начало суток, массы топлива, отпущенной через ТРК с начала суток, а также по значениям
плотности, приведенной к 0 С, до начала слива и после его окончания.
Контроллер “Прамер-730” осуществляет мониторинг температуры
нефтепродукта в измерителях объема и состояния логического сигнала
об отгрузке нефтепродукта через каждый из топливораздаточных кранов.
Расчет массы дозы нефтепродукта, отпущенной через ТРК, проводится путем суммирования масс объемов, соответствующих одному
178
импульсу с измерителя объема ТРК, используя рассчитанное значение
текущей плотности нефтепродукта.
На ПК оператора создаются и сохраняются архивы результатов измерений и расчетов.
Подготовка системы к работе
Подготовка измерительных компонентов системы “КОМАРНЕТТО” осуществляется в соответствии с технической документацией на
эти компоненты.
Подготовка к использованию комплексного компонента системы –
контроллера «Прамер-730» осуществляется в соответствии с его руководством по эксплуатации. Вводятся необходимые настраиваемые параметры в соответствии с руководством по эксплуатации контроллера.
Производится загрузка в ПК программного обеспечения komar.exe
для создания и сохранения архивов результатов измерений и расчетов.
Работа системы
По завершении работ по подготовке система выполняет всю номенклатуру функций, предусмотренных алгоритмом работы системы:
– прием и обработка сигналов от объемных счетчиков ТРК;
– мониторинг температуры нефтепродуктов в объемных счетчиках
ТРК и воздуха под кожухом ТРК;
– мониторинг параметров нефтепродуктов в резервуарах АЗК (уровень, температура, плотность, объем и масса);
– вычисление массы принятых в каждый из резервуаров АЗК
нефтепродуктов;
– вычисление масс отпущенных через ТРК доз нефтепродуктов;
– передача с контроллера на ПК оператора информации об измеренных и вычисленных величинах;
– создание архивов результатов измерений и расчетов.
Проведение поверки системы
Поверка измерительных каналов системы производится комплектно. Межповерочный интервал – 1 год.
При проведении поверки применяют следующие средства поверки
и вспомогательное оборудование:
– весы для статического взвешивания, модель FBB 30S фирмы
«МЕТТЛЕР ТОЛЕДО АГ» (Швейцария). НПВ-30 кг, дискретность-2 г.
– цистерна специальная ёмкостью не менее 1,5 м3;
– канистры металлические вместимостью 10 и 20 л.
179
При проведении поверки соблюдают следующие условия:
– температура окружающего воздуха, С:
вне помещения операторской АЗК:
[-40] – 50
в помещении операторской АЗК:
5 – 30
– относительная влажность воздуха, %:
от 30 до 80
– атмосферное давление, кПа:
от 86 до 106,7
Погрешность каналов измерений количества нефтепродукта при
отпуске определяют для каждого топливораздаточного крана сравнением показаний, считываемых с монитора компьютера системы, с результатом взвешивания дозы нефтепродукта на весах для следующих
доз нефтепродукта, л: 2, 5, 8, 10, 15, 18. Дозы нефтепродукта принимаются в канистры; по завершении слива канистры закрываются
крышкой и переносятся в операторское помещение для взвешивания
на весах.
Значение относительной погрешности от по модулю не должно
превышать 0,5 % для доз меньше 8 л и 0,3 % для доз более 8 л.
Погрешность каналов измерений количества нефтепродукта при
приеме определяют для каждого канала (резервуара) сравнением показаний, считываемых с монитора компьютера системы, с массой поверочной дозы соответствующего нефтепродукта, сливаемого из специальной вспомогательной цистерны. Измерение проводят однократно.
Нефтепродукт соответствующей марки в количестве не менее
1000 кг в два этапа заливают во вспомогательную цистерну через топливораздаточный кран (канал), прошедший поверку с положительным
результатом. Нефтепродукт, остающийся в сливных шлангах после
прерывания и окончания залива, собирают во вспомогательную емкость и сливают в цистерну.
Значение погрешности пр по модулю не должно превышать 0,4 %.
Результаты поверки заносят в протокол произвольной формы.
По результатам поверки оформляют свидетельство о поверке системы измерительной количества нефтепродуктов “КОМАРНЕТТО”
установленной формы по ПР 50.2.006 с указанием прошедших поверку
измерительных каналов и наносят оттиск поверительного клейма в
паспорте согласно ПР 50.2.007.
Измерительные каналы, не прошедшие поверку, к применению не
допускают, выдают извещение о непригодности каналов с указанием
причин в соответствии с ПР 50.2.006.
В случае ремонта в течение межповерочного интервала одного или
нескольких измерительных каналов проводится поверка соответствующих каналов, ставится оттиск поверительного клейма в паспорте системы, новое свидетельство о поверке ИК не оформляется.
180
Результаты
опытной
эксплуатации
системы
“КОМАРНЕТТО” на одной из АЗС
В результате опытной эксплуатации Системы получены следующие
результаты:
– выявлены систематические “недовозы” на АЗС, составившие за
год не менее 1% от массы, указанной в ТТН по каждому виду нефтепродукта;
– выявлены усредненные за год потери нефтепродуктов, зависящие
от изменения сезонных температур и составляющие не менее 2 % от
объема годовой реализации.
При этом усредненная реализация нефтепродуктов на АЗС за этот
период времени составила: в час – 700 кг; в сутки – 16800 кг; в месяц –
504 000 кг; в год – 6 048 000 кг.
По результатам экспериментальных исследований расчет усредненных потерь и возможного ущерба, причиняемого владельцу АЗС,
выглядит следующим образом:
1. Возможный ущерб от “недовозов” нефтепродуктов при среднегодовой реализации 6 048 000 кг может составить до 6 048 000 кг  1%
= 60 480 кг, что составляет 60 480 кг  16 руб./кг = 967 680 руб.
2. Ежегодные усредненные потери нефтепродуктов, зависящие от
изменения сезонных температур составили 6 048 000 кг х 2% =
120 960 кг, что соответствует 120 960 кг  16 руб./кг = 1 935 360 руб.
Итого: Расчетные суммарные ежегодные потери владельца АЗС
могут составить: 967 680 руб. + 1 935 360 руб. = 2 903 040 руб. или
около 100 тыс. USD.
Пример автоматизированного учета нефтепродуктов,
полученный с помощью опытной эксплуатации
Системы «КОМАРНЕТТО» в течение одного календарного месяца
Балансовая ведомость
Период:
Октябрь 2004г.
Нефтепродукт:
Регуляр 92
Остаток
Остаток
на кона нач.
Дата
нец
суток
(число)
суток
Струна,
Струна,
кг
кг
Учет нефтепродуктов за месяц
Принято Принято Отпущено
Баланс приня- Баланс по
за сутки за сутки за сутки
то/принято по резервуару Примечание
по Си- по ТТН,
через
ТТН
за сутки
стеме, кг
кг
ТРК, кг
1
9593,36 11050,65
8885,3
8963
7431,55
-77,7
3,53
2
11050,65 8919,29
4337,12
4387
6480,77
-49,88
12,28
3
8919,29 7801,67
4896,84
5000
6015,77
-103,16
1,31
181
4
7801,67 10023,45 9191,55
9298
6969,7
-106,45
-0,07
5
10023,45 12443,81 9209,11
9320
6773,85
-110,89
-14,9
6
12443,81 11270,58 5314,24
5465
6491,85
-150,76
4,38
7
11270,58 10401,23 5368,09
5436
6248,21
-67,91
10,77
8
10401,23 11937,86 9255,89
9430
7619,51
-174,11
0,25
9
11937,86 11493,81 5541,54
5582
5991,98
-40,46
6,4
10
11493,81 9851,89
4574,4
4700
6215,05
-125,6
-1,28
11
9851,89 12230,32 9333,36
9504
6957,11
-170,64
2,18
12
12230,32 10696,5
5481,16
5503
7022,87
-21,84
7,89
13
10696,5 12643,17 9308,91
9479
7366,46
-170,09
4,22
14
12643,17 5436,02
0
7214,99
0
7,84
15
5436,02 10929,55 13566,5
13697
8063,59
-130,5
-9,39
16
10929,55 13022,89 9123,98
9145
7066,28
-21,02
35,64
17
13022,89 12580,59 5249,91
5458
5691,16
-208,09
-1,04
18
12580,59 7407,01
0
5178,39
0
4,81
19
7407,01 13399,41 13356,88
13508
7365,72
-151,12
1,24
20
13399,41 6983,5
0
0
0
6406,93
0
-8,98
9574,98
9683
7008,16
-108,02
0,82
22
9551,14 12377,79 8936,45
9086
6110,35
-149,55
0,55
23
12377,79 10770,59 4948,62
5032
6557,99
-83,38
2,18
24
10770,59 14068,82
8916,6
9098
5616,98
-181,4
-1,38
25
14068,82 11719,9
4609,5
4688
6961,13
-78,5
2,7
26
11719,9 5320,43
0
0
6402,21
0
2,74
27
5320,43 7147,16
9144,56
9326
7321,65
-181,44
3,83
28
7147,16
8187,9
7710,28
7790
6670,86
-79,72
1,32
29
8187,9
9300,02
8923,58
9015
7809,47
-91,42
-1,99
30
9300,02 9090,87
5343,73
5408
5561,8
-64,27
8,91
31
9090,87 12471,69 8957,75
9121
5574,73
-163,25
-2,2
21
Итого
6983,5
9551,14
0
12471,69 209060,83 212122 206167,07 -3061,17 (-1,4%)
Временный
отказ "Струны"
-15,44
Баланс по резервуару: 9593,36 + 209060,83 - 206167,07 = 12487,12 (кг) (расчетный остаток)
Сравнение: 12471,69 - 12487,12 = -15,43 (кг), или -0,007 % (-15,43х100/209061)
182
Заключение
Работы по переходу на автоматизированное сведение баланса на
АЗС в единицах массы потребуют решения двух основных задач – разработки нормативной и законодательной базы, а также разработки и
промышленного внедрения технических средств обеспечивающих
проведение измерений.
Нормативно-техническая база должна включать ряд документов в
ранге Правил, рекомендаций или инструкций, определяющих:
– порядок приема и реализации нефтепродуктов в единицах массы;
– порядок организации учета на АЗС (АЗК), с формами первичного
учета;
– общие технические требования к техническим средствам, обеспечивающим проведение измерений при отпуске и учет нефтепродуктов
в единицах массы;
– методики выполнения измерений.
Как показывают результаты опытной эксплуатации измерительной
системы “КОМАРНЕТТО”, предлагаемый ООО “Сервис-Центр” к
внедрению способ учета нефтепродуктов и сведения материального
баланса на АЗС в единицах массы с применением этой системы является эффективным и сравнительно малозатратным, что позволяет рекомендовать его для широкого внедрения.
Автор
Травов Василий Иванович – начальник сектора ООО “Сервис-Центр”
Россия, 446207 ,Самарская область, г. Новокуйбышевск
Тел.(84635) 3-45-27
Факс (846) 277-40-44
Е-mail: sc@sc.sibnk.ru
183
Городецкий Э.С.
Приборы и системы производства ООО “ПТП Эра-1”
для измерений количества и качества нефти
и нефтепродуктов
ООО “ПТП Эра-1” с 1992 года занимается разработкой и производством: приборов, систем учета и контроля нефти и нефтепродуктов,
систем управления, сбора и обработки информации технологических
процессов, на базе SCADA-пакета Citect ; проводит монтажные, пусконаладочные работы, сдачу систем в промышленную эксплуатацию.
Совместно с предприятиями г. Омска решает вопросы по проектированию и изготовлению СИКН.
Разработанные приборы и системы зарегистрированы в Государственном реестре СИ. Информация о продукции, выпускаемой нашим
предприятием, размещена на Web-site: www.era.omskcity.com
В настоящей статье предлагаются к рассмотрению системы обработки информации (СОИ) на базе приборов и контроллеров, разрабатываемых ООО “ПТП Эра-1”. В основе систем – блоки обработки информации (БОИ), работающие под управлением операционной системы QNX. Автоматизированное рабочее место оператора (АРМ оператора) реализовано на ПК, работающем под управлением операционных
систем Windows NT, Windows 2000.
Ниже приведены краткие характеристики СОИ и приборов
1. Системы обработки информации “ПУЛЬСАР-С1” и
“ПУЛЬСАР-С2”
Назначение: измерение количества и контроль качества сырой или
товарной нефти на узле учета нефти (УУН); обработка и выдача данных при учетно-расчетных операциях.
СОИ обеспечивает:
– подключение первичных преобразователей расхода (ПР) и датчиков с выходными параметрами: частота; сопротивление; постоянный
ток;
– вычисление объема и массы нефти;
– проведение поверки ПР по трубопоршневой установке (ТПУ) или
лопастному преобразователю объема (ЛПО);
– проведение сличения ПР по контрольному ПР, ЛПО, ТПУ;
– отображение на экране монитора измеряемых параметров;
184
– формирование отчетных документов и вывод на печать (сводок,
отчетов, режимных листов, паспортов качества, актов приема-сдачи,
протоколов поверок (сличений);
– ведение журнала событий с регистрацией аварийных состояний
на УУН и действий пользователей;
– передачу информации в систему телеметрии по протоколу
MODBUS (RS-232C/ RS-485/ Ethernet) и на основе технологии ОРС;
– защиту от несанкционированного доступа.
СОИ внедрены на объектах: ОАО “Транссибнефть”; ОАО “Роснефть-Пурнефтегаз”; ОАО “ТНК-Нижневартовск”; ОАО “Юганскнефтегаз”; ОАО “Аганнефтегазгеология”; ОАО “Оренбургнефть” и других.
2. Система управления технологическим оборудованием
Система обеспечивает:
– автоматическое управление технологическим оборудованием
УУН в режимах учета, поверки (сличения) ПР по ТПУ и контрольному
ПР;
– отображение на экране монитора технологической схемы УУН,
БКК с указанием положения запорной арматуры, регуляторов расхода.
Система управления технологическим оборудованием входит в состав комплекса аппаратуры для УУН в виде отдельной стойки.
3. Вторичный прибор счетчиков объема жидкости “ПУЛЬСАР3.1 М”
Назначение: вычисление объема и расхода нефти и нефтепродуктов.
Прибор обеспечивает:
– подключение, в зависимости от исполнения, до 12-ти преобразователей расхода (ПР);
– вычисление текущего значения Кф ПР по каждой линии учета с
использованием алгоритма кусочно-линейной аппроксимации по 10-ти
точкам;
– вычисление и вывод на индикатор параметров по каждому измерительному каналу;
– контроль соответствия текущего расхода аттестованному диапазону;
– вывод текущего отчета, отчетов за сутки и цикл (1 ч, 2 ч) на печать;
– сохранение информации при отключении питания;
185
– передачу информации по интерфейсу RS-232С / RS-485 (протокол MODBUS-RTU);
– защиту от несанкционированного доступа.
При работе прибора в комплекте с ПЭВМ расширены функциональные возможности прибора:
– учет по группам линий;
– учет по массе при ручном вводе показателей качества нефти;
– формирование, просмотр, печать, хранение отчетов и таблиц Кф;
– графическое представление зависимости Кф от частоты.
4. Прибор эталонный “ПУЛЬСАР-О1 Э”
Назначение: поверка преобразователей расхода (ПР) по ТПУ и сличение ПР по контрольному ПР; поверка вторичных приборов ПР и систем обработки информации.
Режимы работы:
– поверка (сличение) ПР по ТПУ;
– сличение ПР по контрольному ПР;
– поверка вторичных приборов ПР;
– генератор импульсного сигнала;
– генератор синусоидального сигнала;
– счетчик импульсов;
– частотомер;
– формирование “пачки импульсов”;
– имитатор детекторов ТПУ.
5. Прибор эталонный “ПУЛЬСАР-О1К”
Назначение: Поверка преобразователей расхода (ПР) с частотным
выходным сигналом по ТПУ и сличение ПР по контрольному ПР; поверка вторичных приборов ПР и СОИ (Аналог прибора эталонного
"Пульсар-01Э" с дополнительными функциями).
Режимы работы прибора:
– поверка (сличение) ПР по ТПУ;
– сличение ПР по контрольному ПР;
– поверка вторичных приборов ПР;
– генератор импульсного сигнала;
– генератор синусоидального сигнала;
– счетчик импульсов;
186
– частотомер.
– формирование "пачки импульсов";
– имитатор детекторов ТПУ;
– генератор сигналов постоянного тока (2 канала);
– имитатор термосопротивлений.
Конструктивное исполнение:
– пластмассовый корпус с мембранной клавиатурой и поворотной
панелью индикации;
– четырехстрочный ЖК-индикатор;
– габаритные размеры (280x35x270) мм.
– масса 1 кг.
6. Пробоотборник
автоматический
измерительный
“ПУЛЬСАР-АП1”
Назначение: отбор проб нефти и нефтепродуктов на потоке.
Состав:
– пробоотборное устройство, датчик предельного уровня, ёмкость
для отбора пробы (размещены в шкафу);
– блок управления пробоотборником.
Технические характеристики
– Параметры отбираемого продукта:
давление
(0,05 – 6,3) МПа
температура
(0 – 40) °С
вязкость кинематическая
(1 – 120)  10 -6 м2/с
массовая доля механических примесей
не более 1%
парафин
не более 7 %
плотность
(750 – 1000) кг/м3
– Объем точечной пробы
(1 – 15) см3
– Объем емкости для отбора пробы
4500 см3
– Блок управления пробоотборником обеспечивает режимы работ:
“Время” – отбор объединенной пробы за время (1 – 999) ч;
“Партия” – отбор объединенной пробы за партию (1 – 99 999) м3;
“ПЭВМ” – управление отбором проб от внешнего устройства.
– Скорость отбора проб
до 4 проб в минуту
– Контроль предельного уровня нефти в емкости для отбора проб
187
– Напряжение питания
– Габаритные размеры:
220 В, 50 Гц
шкафа
(400590120) мм
блока управления пробоотборником
Достоинства пробоотборника:
– простота конструкции;
– надежность работы;
– удобство в обслуживании;
– контроль уровня;
– время отбора одной пробы – 15 с.
(71130272) мм
Автор
Городецкий Эдуард Самуилович, директор ООО “ПТП Эра-1”
Россия, Омск-47, а/я 1159
www.era.omskcity.com
Тел/факс. 8 (3812) 51-18-20, 29-54-51
E-mail: era@omskcity.com
188
Балашова Е.С.
Информационно-измерительная система
с асинхронным сбором данных
о длительных технологических операциях
В условиях рыночной экономики финансовое благополучие любого
предприятия (и предприятия электронной промышленности в том числе) напрямую зависит от конкурентоспособности производимой продукции. На конкурентоспособность в наибольшей степени влияют качество и надежность выпускаемых изделий.
Необходимость обеспечения высоких точностных характеристик и
повышенные требования к надежности изделий электронной техники (ИЭТ) накладывают жесткие ограничения на технологические режимы их изготовления, что, в свою очередь, требует модернизации
контрольно-измерительного и технологического оборудования, а также введения в производство статистических методов управления качеством.
Последние тенденции в разработке и производстве средств измерений для технологических операций производства ИЭТ требуют построения больших информационно-измерительных систем (ИИС) на
основе персонального компьютера, который позволяет создавать базы
данных измерительной информации о ходе технологических процессов и проводить их статистический анализ.
Особенность большинства технологических операций производства
ИЭТ состоит в том, что это длительные медленно-изменяющиеся процессы и измерительная информация не используется для управления
от компьютера непосредственно в ходе выполнения технологической
операции. Для таких процессов целесообразно применять ИИС с асинхронным сбором данных. В этом случае информация о ходе технологической операции передается на компьютер в полном объеме после
завершения процесса. В связи с этим большие перспективы имеют современные технологии беспроводной связи, в частности, технология
высокопроизводительной коротковолновой связи Bluetooth. Но внедрение этих технологий в существующее технологическое оборудование сопряжено с серьезными трудностями, вызванными высоким
уровнем помех в производственных цехах.
На практике легко может быть реализована простая и дешевая беспроводная система сбора цифровой информации с использованием
энергонезависимой памяти (EEPROM). Обобщенная структурная схема подобного рода ИИС представлена на рис. 1.
189
Рис. 1. Структурная схема ИИС
В общем случае в состав такой системы входят: средства измерений, одно или несколько устройств для электронной регистрации измерительной информации в энергонезависимой памяти (регистратор),
блок сопряжения регистратора с компьютером и сам персональный
компьютер. При этом предполагается, что каждое средство измерений
имеет необходимый объем памяти данных, встроенные часыкалендарь и разъем для подключения регистратора. Программное
обеспечение прибора должно обеспечивать занесение в память результатов аналого-цифрового преобразования с привязкой их ко времени и
перепись зарегистрированной информации в память регистратора.
Система позволяет осуществлять параллельную регистрацию информации каждым измерительным прибором системы в течение некоторого интервала времени и ее последовательный ввод в компьютер
после окончания этого интервала времени через штатные устройства
ввода-вывода.
Компьютер комплектуется блоком сопряжения, который преобразует формат I2C в ASCII и обеспечивает ввод информации из регистратора в компьютер через один из стандартных портов компьютера
(например, СОМ-порт).
Последующая обработка информации в компьютере может включать в себя следующие этапы: исключение промахов по статистическим критериям; цифровая частотная фильтрация; определение закона
распределения по статистическим критериям; статистическая фильтрация и определение статистических характеристик процессов (математическое ожидание, дисперсия) при многократных измерениях.
Возможен расчет статистических границ и построение карт контроля
качества испытаний и производственных процессов. Конечной целью
обработки измерительной информации при статистическом управлении качеством является регистрация нарушений статистических контрольных границ (нарушений статистической стабильности процессов)
и выработка рекомендаций по коррекции программы испытаний или
технологических карт.
190
На основе этого подхода в ФГУП “НИИЭМП” разработана система
сбора информации о термообработке деталей электронных компонентов в электропечах. В систему входит микропроцессорный измеритель-регулятор температуры с энергонезависимой памятью, объемом
2 кБ. Устройство обеспечивает измерение температуры в диапазоне
от 0 до 1200 С с основной погрешностью практически равной погрешности первичного преобразователя (термопары типа ХА и ХК,
ПП, ВР и терморезистор типа 100П). Имеется возможность цифрового
ввода заданного значения температуры с дискретностью 1 С. Регулирование температуры осуществляется с помощью реле с гистерезисом 1С. Текущее значение температуры сохраняется во внутреннюю
память 1 раз в минуту.
Интерфейс пользователя программы ввода и обработки данных в
компьютере обеспечивает занесение информации о технологической
операции в базу данных с присвоением ей порядкового номера, ввод
служебной информации (ФИО оператора, порядковый номер технологического цикла, заводские номера электропечи и измерителярегулятора температуры, коды деталей и технологической операции,
время начала регистрации процесса). Есть возможность просмотра
результатов измерений как в цифровой, так и в графической форме,
автоматически создается протокол выполнения технологического цикла, который можно напечатать на бумажном носителе.
ИИС с асинхронным сбором данных и беспроводным интерфейсом
значительно упрощает и удешевляет модернизацию контрольноизмерительного оборудования, используемого при производстве ИЭТ.
В этом случае отпадает необходимость прокладывать десятки метров
кабеля, соединяя приборы, входящие в систему, между собой и с компьютером. А это, в свою очередь, минимизирует потери информации,
вызванные высоким уровнем помех в производственных помещениях.
Кроме того, асинхронная система более проста и удобна в изготовлении и монтаже и не требует значительных финансовых вложений и
приостановления производства при модернизации оборудования.
Автор
Балашова Екатерина Станиславовна – инженер-метролог ФГУП “НИИ
ЭМП”
Россия, 440000, Пенза, ул. Каракозова, 44.
Тел. (841-2) 64-81-19
E-mail: balashova_kat@mail.ru
191
4. НОВЫЕ РАЗРАБОТКИ КОМПОНЕНТОВ
ИЗМЕРИТЕЛЬНЫХ СИСТЕМ
Кондратов В.Т.
Теория избыточных измерений
На протяжении последних 25 лет ученые стран СНГ перестали создавать новые теории в области метрологии. В то же время, прогресс
науки и техники обусловил бурное развитие высокочувствительных
полупроводниковых сенсоров, биосенсоров и вторичных измерительных преобразователей (ИП) с нелинейной и, в общем случае, нестабильной функцией преобразования (ФП).
Развитие полупроводниковых сенсоров с нелинейной функцией
преобразования (НФП) привело к тому, что уже в 90-х годах прошлого
века возникла острая необходимость в пересмотре возможностей существующей стратегии измерений, путей и методов повышения точности результатов измерений, в обобщении накопленного в 80-х и 90-х
годов ХХ столетия опыта и знаний в области метрологии и измерительной техники, в использовании современной общенаучной методологии системного подхода к решению измерительных задач, в построении современного фундамента и разработке на его основе новой ветви в общей теории измерений.
Все это стало предпосылкой к созданию новой стратегии избыточных измерений физических величин (ФВ) с автоматической коррекцией погрешностей при нелинейной и нестабильной ФП сенсора
и/или ИП, а также при сохранении высокой чувствительности используемых сенсоров и/или ИП.
Проблемами измерений ФВ занимается, как известно, наука метрология – наука об измерениях, включающая как теоретические, так и
практические аспекты измерений во всех областях науки и техники [1].
Важнейшей проблемой современной метрологии является разработка
таких методов измерений и создание таких цифровых (микропроцессорных)
измерительных
приборов
(ЦИП),
информационноизмерительных и диагностических систем, которые обеспечивали бы
высокую чувствительность, быстродействие и точность измерений,
соизмеримую с точностью образцовых мер. Решение этой проблемы
стало возможным после создания и развития теории (и методов) избыточных измерений (ИИ) [2–4].
Если теория безызбыточных измерений составляет первую ветвь,
то теория избыточных измерений (ТИИ) составляет вторую ветвь в
общей теории измерений. ТИИ представляет собой логическое обобщение и дальнейшее развитие накопленного опыта, знаний достоинств
и недостатков существующих видов и методов прямых измерений,
192
известных путей и методов повышения точности измерений и создания высокоточных средств измерений.
ТИИ направлена на решение задач линейного и нелинейного измерительного преобразования ФВ, метрологических задач, задач обеспечения системной метрологической надежности ИИ и преобразований ФВ и т.д.
Объект и предмет исследований
Объектом исследования является новая стратегия измерений ФВ –
стратегия ИИ.
Предметом исследования является процесс избыточных измерений ФВ, представляющий собой совокупность однократных или/и
многократных измерений в каждом такте одной из ряда однородных
и/или сопряженных ФВ, закономерно отличающихся между собой по
размерам, и направленный на достижение погрешности измерений
того же порядка, что и погрешность воспроизведения ФВ используемой образцовой мерой (одной или нескольких).
Создание ТИИ стало возможным благодаря использованию накопленных научных знаний по метрологии, общенаучной методологии
системного подхода, информативной избыточности и современных
фундаментальных принципов.
Постановка задачи (цель работы)
Задачей настоящей статьи является ознакомление ученых и специалистов в области метрологии и измерительной техники с сущностью
разработанной ТИИ.
Сущность и составные части ТИИ
1. В чем состоит сущность ТИИ?
Любая теория должна иметь своё определение, раскрывающее её
сущность. ТИИ – это система законов, принципов, методов, положений и условий, характеризующая новую стратегию измерений при, в
общем случае, нелинейной и нестабильной ФП сенсора и/или ИП,
предлагающая новые пути измерительного преобразования величин
разной физической природы и предсказывающая достижимые результаты по точности, быстродействию и системной метрологической
надежности ИИ [4].
С другой стороны, ТИИ – это система научных знаний, объединенных общенаучной методологией системного подхода, и опирающаяся
на ряд основополагающих законов и принципов.
Кроме задач высокоточного измерения и линейного преобразования свойств, ТИИ решает также и задачи нелинейного преобразования
свойств.
Главной задачей ТИИ является обеспечение погрешности результата измерений соизмеримой с погрешностью воспроизведения ФВ используемой образцовой мерой (одной или нескольких).
193
Это касается всех трех категорий измерительных задач: ИИ свойств
исследуемых объектов и процессов; ИИ зависимостей свойств и зависимых свойств; ИИ характеристик исследуемых объектов и процессов,
а также приращений свойств.
ТИИ включает в себе изложение [2]:
– общесистемных научных принципов и методов измерения и
функционального (линейного и нелинейного) измерительного преобразования ФВ при НФП сенсора и/или ИП;
– явлений структуризации и деструктуризации взаимных связей и
отношений между ФВ;
– закономерных связей между входными и выходными ФВ и системой параметров ФП сенсора или/и ИП;
– путей и методов повышения быстродействия, точности и метрологической надежности ИИ;
– сущности методов и алгоритмов обработки, усреднения и фильтрации результатов промежуточных измерений;
– новых методов и подходов к созданию структурно-избыточных
сенсоров, биосенсоров, сенсоров одноразового действия, ИП и т.д. с
управляемыми параметрами;
– новых методов и подходов к созданию ЦИП с автоматической
коррекцией погрешностей результатов измерений и т.д. и т.п.
В целом, ТИИ содержит научное изложение новой стратегии измерений, направленной на решение задач автоматической коррекцией
погрешностей результатов измерений и нелинейных преобразований
величин разной физической природы при нелинейной и нестабильной НФП сенсора (и/или ИП).
Автоматической коррекции подлежат постоянные или изменяющиеся во времени по неизвестному закону погрешности, прогрессирующие погрешности, погрешности, обусловленные старением и деградацией материалов чувствительных и конструктивных элементов сенсора (и/или ИП) в результате воздействия дестабилизирующих факторов
внешней среды (температуры, влажности, давления, электрических и
магнитных полей и т.д.) и др.
Создание ТИИ является весомым достижением отечественной метрологии вообще и академической науки Украины в частности. ТИИ –
стратегическая теория XXI века.
ТИИ состоит из следующих составных частей (рис. 1): фундамента
ТИИ, первооснов и начал теории, основ и основных положений, математических моделей методов избыточных измерений (МИИ), методов
избыточных измерений и преобразований ФВ, принципов построения
и базовых технических решений (структурных схем) сенсоров, биосенсоров и ЦИП.
194
195
Рис. 1. Структура теории избыточных измерений (начало)
Учение о систем-ном
ПАО избыточных
измерений
Методы несистемной
линеаризации ФП сенсора
или ИП
Учение об эффективности автомат. коррекции погрешностей
Учение о методич.
погрешностях и
путях их уменьш.
Теория системной
метролог. надежн.
Учение о наилучшем
приближении ФП
Учение о коэфф.
локал. линеариз.
Учение о бинарных
приращениях
Учение о закономерных связях
между корр. ФВ
Учение о свойствах
нелинейной ФП
Теория системной
информат. избыт.
Теория системной
линеариз. и системной деформац.
Теория избыточных
измерений ФВ при
НФП сенсора (ИП)
Методология системного подхода
Учение об избыточности и методах ее
получения
Учение о типах
связей в физических
системах
Учение о физич.
системах, процессах и
их свойствах
Учение о физических
величинах
Базовые
структуры ЦИП
Базовые структуры
сенсоров, биосенсоров и ИП
Методы повышения
быстродействия
Пути и методы
повышения точности
измерений
Теория функцион. и
метрологической
надежности
Теория
погрешностей
Теория
измерений
Принцип системного
программноалгоритмического
обеспечения
Принцип системной
метрологической
надежности
Принцип
симметрии
Принцип автоматической коррекции
погрешностей
Принцип систем.
управляемости
Принцип системной
деформации
Принцип системной
линеаризации
Принцип информативной избыточности
Принцип системной
инвариантности
Принцип преемственности знаний
ТЕОРИЯ ИЗБЫТОЧНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ
Фундамент теории избыточных измерений
Первоосновы и начала теории избыточных измерений
Учение о преобразованиях системы
координат
Основы и основные положения теории избыточных измерений
математические модели методов ИИ
оптимизационные (без аппроксимации НФП сенсора и/или ИП)
способы построения математических моделей МИИ
аппроксимационные (с аппроксимацией) НФП сенсора и/или ИП)
пути и методы решения систем
нелин. уравнений величин
способы формирования рядов
КрФВ
методы избыточных измерений и преобразований свойств
на основе АЛ-методов системной
линеаризации
на основе АЛ- и ФАЛ-методов
системной линеаризации
на основе ФАЛ-методов системной линеаризации
нелинейного измерительного преобразования
свойств, зависимостей свойств, зависимых свойств,
приращений свойств и характеристик
линейного измерительного преобразования свойств,
зависимостей свойств, зависимых свойств, приращений свойств и характеристик
принципы построения и базовые технические решения (структурные схемы) сенсоров и цифровых измерительных приборов
ЦИП с формирователями корректирующих ФВ и пространственным разделением измерительных
каналов
Рис. 1. Структура теории избыточных измерений (окончание)
196
виртуальных ЦИП
с многократным измерительным преобразованием каждой корректирующей ФВ
с использованием
микроконтроллеров и
микропроцессоров
принципы и способы
построения ЦИП,
реализующих МИИ
принципы и способы
создания структурноизбыточных сенсоров
со встроенной управляемой образцовой мерой
принципы и способы
создания структурноизбыточных сенсоров с
управ. параметрами
с однократным измерительным преобразованием каждой корректирующей ФВ
сенсоров с комбинир. управлением параметрами
ЦИП с формирователями корректирующих ФВ и пространственновременным разделением измерительных каналов
с жестким алгоритмом функционирования
ЦИП с формирователями
корректирующих ФВ и
временным разделением
измерительных каналов
сенсоров с управляемым параметром n
с перестраиваемым
алгоритмом функционирования
сенсоров с управляемым параметром Sн
методы формирования корректирующих
ФВ
сенсоров с управляемым параметром Sл
2. Методология системного подхода и фундамент ТИИ
Никакая теория не может быть создана без научно обоснованного
фундамента и знаний современных общенаучных подходов к изучению физических систем.
ТИИ изложена с позиций методологии системного подхода, т.е. как
система научных взглядов и подходов к изучению естественных и искусственных физических систем (технических, биотехнических, биологических и т.д.). В её основу, в свою очередь, положены принцип
целостности исследуемой (статической или динамической) изменяемой совокупности элементов и структур системы, принципы неразрывности, единства и вариабельности межэлементных связей и отношений, а также вариабельности связей и отношений с окружающей
средой.
Методология системного подхода – общенаучная методология,
рассматривающая объекты исследований (ОИ), в частном случае 
сенсоры, ИП, измерительные каналы (ИК) или ЦИП, как сложные технические системы, состоящие из конечного числа структурных элементов, находящихся в определенных связях и отношениях друг с другом, служащих единой цели и выступающих как одно целое по отношению к окружающей среде [3].
К структурным элементам, например, сенсора, относятся функциональные (в том числе чувствительные) и конструктивные элементы,
обеспечивающие целостность и функциональную надежность работы
сенсора в заданных условиях эксплуатации.
Фундамент ТИИ составляют следующие основные принципы
(рис. 1): принцип преемственности знаний, принцип системной инвариантности, принцип системной информативной избыточности, принцип системной линеаризации (или принцип системного линейного
преобразования ФВ), принцип системной деформации (или принцип
системного нелинейного преобразования ФВ), принцип системной
управляемости измерений, принцип симметрии, принцип автоматической коррекции погрешностей, принцип системной (или избыточной)
метрологической надежности (СМН или ИМН), принцип системного
программно-алгоритмического обеспечения ИИ.
Данные принципы, – это те “десять заповедей”, положенные в основу методологии избыточных измерений или “десять китов” на которых построена ТИИ, и среда, т.е. общенаучная методология системного подхода, в которой они обитают.
197
3. Первоосновы и начала ТИИ
Первоосновы теории избыточных измерений составляют (рис.1):
теория измерений, теория погрешностей, теория функциональной и
метрологической надежности, существующие пути и методы повышения точности измерений, методы несистемной линеаризации НФП
сенсора и/или ИП, методы повышения быстродействия, учение о преобразовании системы координат, базовые структуры сенсоров, биосенсоров, ИП и ЦИП, учение о физических величинах и т.д.
К началам ТИИ можно отнести учение об информативной избыточности и методах ее получения, учение о физических системах и
типах связей между структурными элементами системы, учение о
свойствах нелинейной функции преобразования, учение о наилучшем
приближении ФП, учение о преобразовании системы координат и др.
В частности, например, вся ТИИ построена на создании и использовании информативной избыточности. Она является тем стержнем,
который пронизывает всю теорию. Под информативной избыточностью понимают такое информативное множество измененных свойств
и параметров ОИ (в частности, например, сенсора и/или ИП), получаемое в процессе нормированного и направленного воздействия на их
структурные (чувствительные, функциональные и конструктивные
элементы), которое формально превышает то количество, которое
необходимо для суждения о свойствах ОИ.
4. Основы и основные положения ТИИ
ТИИ – это система научных знаний об эмпирических и теоретических законах восприятия, передачи и преобразования величин разной
физической природы, о закономерных связях между этими величинами, о способах получения и использования разных видов информативной избыточности, о познании свойств сенсора (или ИП) через информативную избыточность сведений о нем, о способах преобразования
системы координат, о многообразии математических моделей МИИ,
способах построения и особенностях их решений, об уравнениях и
методах ИИ при разных видах НФП сенсора и/или ИП, об основах создания бинарных приращений ФВ и способах их формирования, о коэффициентах локальной линеаризации (КЛЛ), о способах формирования и условиях выбора корректирующих ФВ (КрФВ), о путях и принципах создания ЦИП и функциональных ИП с автоматической коррекцией погрешностей, о методических погрешностях ИИ и способах их
уменьшения, о метрологической надежности ИИ и путях ее обеспечения, об эффективности автоматической коррекции погрешностей, о
быстродействии ИИ и т.д.
Поэтому основу ТИИ составляют: методология системного подхода, теория системной информативной избыточности, теория системной
линеаризации и системной деформации, теория избыточных измере198
ний при НФП сенсора и/или ИП, учение о закономерных связях между
корректирующими ФВ, учение о бинарных приращениях, учение о
КЛЛ, учение о методических погрешностях МИИ и путях их уменьшении, учение об эффективности автоматической коррекции погрешностей, учение о метрологической надежности ИИ и т.д. Основные
положения ТИИ составляют приведенные выше определения принципов и другие определения, положения и условия (об алгоритмических
(АЛ-) и функционально-алгоритмических (ФАЛ-) методах системной
линеаризации, о МИИ, о необходимых и достаточных условиях выбора оптимальных значений бинарных приращений и КЛЛ и т.д.).
Классификация методов формирования КрФВ и методов системной линеаризации
Разработка методов формирования КрФВ и методов системной линеаризации (и деформации) является важнейшей задачей ТИИ. Для
осознания всего объема полученных знаний приведем классификации.
В основу классификации методов формирования КрФВ положены
следующие существенные признаки: направление действия КрФВ,
однородность с КнФВ, известность размеров КрФВ, знак размера
формируемой КрФВ, физическая сущность методов (методы нормированных эквивалентных воздействий, методы изменения режимов работы, методы замещения элементов схем, методы формирования КрФВ с
использованием разных физических эффектов и явлений, методы обратных преобразований, методы трансформации величин разной физической природы, методы аналогий свойств ФВ и комбинированные
подходы), изменяемые свойства, используемые физические эффекты,
вид используемого физического явления (явления теплового расширения или сжатия тел, тепломассопереноса, поляризации, пленочной
конденсации, различные поверхностные явления и др.), методы преобразования величин, преобразуемые аналоговые и цифровые величины
(преобразования типа “давление-перемещение”, “давление-электрическое напряжение” и “напряжение-перемещение”, “напряженность магнитного поля-перемещение”, “температура-перемещение”, “ток-температура” и “температура-ток” и т.д., а также типа “цифровой код-температура”, “цифровой код-перемещение”, “цифровой код-давление”
и др.), виды аналогий свойств, способы комбинирования.
В целом, существует реальная возможность формировать КрФВ
с использованием перечисленных выше методов, а также решать задачи нормированного воздействия на параметры НФП сенсора. Причем
для сенсоров величин разной физической природы реализация тех или
иных методов может быть и сложной, и простой. Перспективным является формирования КрФВ путем воздействия на конструктивные
элементы и на элементы электрических схем структурно-избыточных
сенсоров и/или ИП ФВ.
199
В основу классификации методов системной линеаризации (и деформации) положены следующие классификационные признаки: вид
системной линеаризации, сложность НФП, вид используемых уравнений величин, способ преобразования системы координат, способ получения избыточности, метод и способ понижения степени нелинейности
разностных уравнений величин и способ получения ОФП.
Данные классификации характеризует индивидуальные (отличительные) и общие признаки существующих методов создания КрФВ и
методов системной линеаризации или деформации ОФП ЦИП. Из-за
ограниченного объема работы, подробно методы создания КрФВ и
методы системной линеаризации (и деформации) не рассматриваются.
5. Обобщенные математические модели методов ИИ
Математическая модель МИИ – совокупность системы когерентных (связанных между собой) нелинейных уравнений величин с неизвестными, в общем случае, размерами параметров НФП сенсора и/или
ИП, но известным ее видом, и результата решение данной системы,
представленного в виде одного или нескольких уравнений избыточных
измерений. Последние описывают взаимосвязь контролируемой ФВ с
преобразованными ФВ, КЛЛ и образцовыми мерами.
Математическая модель МИИ характеризует последовательность
проведения во времени и в пространстве определенного числа операций (тактов) измерений ряда КрФВ неизвестных или заданных размеров и операций обработки полученных результатов промежуточных
измерений.
Все многообразие математических моделей МИИ может быть систематизировано по следующим существенным классификационным
признакам: род ИИ, класс математических моделей, вид измерительного преобразования входных и выходных ФВ, вид преобразуемой
ФВ, используемый метод системной линеаризации и системной деформации ОФП ЦИП, типы используемых рядов ФВ, вид привязки
выбранных рядов КрФВ, способ привязки (симметричный и асимметричный), вид НФП (рис. 2).
Следует отметить, что по роду ИИ различают математические модели МИИ I-го, II-го и III-го родов (рис. 2). В математических моделях
МИИ I-го рода не заложена статистическая обработка результатов измерений. В математических моделях МИИ II-го рода заложена статистическая обработка, усреднение или фильтрация результатов m1 циклов измерений контролируемой ФВ (КнФВ) и определение действительного значения и дисперсии КнФВ. В математических моделях
МИИ III-го рода заложена статистическая обработка, усреднение и
фильтрация результатов многократных (m2-кратных) измерений КрФВ
и определение действительного значения и дисперсии КнФВ.
200
МАТЕМАТИЧЕСКИЕ МОДЕЛИ МИИ
математические модели МИИ
II-го рода
матмодели, полученные с преобразованием системы координат
с комбин. исп. арифметич. и
геометрич. рядов КрФВ
с привязкой ряда к значению
n
с привязкой ряда к условноформируемым КрФВ (по Sн)
с привязкой ряда к условноформируемым КрФВ (по Sл)
с использованием геометрических
рядов КрФВ
с привязкой ряда к КнФВ
с привязкой ряда к классической КрФВ
с нелинейным преобразованием входных ФВ
с линейным преобразованием выходных ФВ
с линейным преобразованием входных ФВ
с линейным преобразованием входных и выходных ФВ
при ФАЛ-методах системной линеаризации
или деформации ОФП
при АЛ-методах системной линеаризации
или деформации ОФП
с привязкой ряда к характеристической КрФВ
с нелинейным преобразованием входных и
выходных ФВ
с нелинейным преобразованием
системы координат
с линейным преобразованием
системы координат
с нелинейным преобразованием выходных ФВ
матмодели, полученные без преобразования системы координат
с использованием арифметических рядов КрФВ
математические модели МИИ
III-го рода
с комбиниров. привязкой
рядов к КрФВ
математические модели МИИ
I-го рода
с асимметричной
привязкой рядов КрФВ
с симметричной
привязкой рядов КрФВ
Рис. 2. Классификация математических моделей МИИ
201
Указанные математические модели МНВ делятся, в свою очередь,
на математические модели, которые получены без преобразования системы координат и на математические модели, которые получены с
линейным и/или нелинейным преобразованием системы координат.
При этом, преобразованию подлежат как входные, так и выходные ФВ.
В зависимости от используемого метода системной линеаризации и
системной деформации ОФП ЦИП различают математические модели
с использованием АЛ- или ФАЛ-методов системной линеаризации
ОФП.
По типам используемых рядов ФВ математические модели делятся
на модели с использованием арифметических и/или геометрических
рядов КрФВ. Еще математические модели различаются между собой
по виду и способу привязки избранных рядов КрФВ и по виду НФП
сенсора и/или ВП (рис. 2).
Данные модели отражают не только последовательность выполнения измерительных операций, но и используемые закономерные связи
между КрФВ неизвестных и заданных размеров, изменяемые параметры НФП, а также способ привязки ряда КрФВ к рабочей или заданной
точкам графика НФП.
Математические модели МИИ дают возможность качественного
семантического описания процедуры решения систем нелинейных
уравнений величин и получения уравнения избыточных измерений.
6. Теоретические основы методов ИИ и преобразований
свойств и их возможности
С позиции выполнения во времени и в пространстве операций восприятия, линейного и нелинейного измерительного преобразования
КрФВ и обработки результатов промежуточных измерений имеет место следующее определение сущности МИИ:
“МИИ  методы многократного последовательного, параллельного,
последовательно-параллельного, параллельно-последовательного или
однократного параллельного во времени и в пространстве однократного или многократного восприятия и линейного или нелинейного измерительного преобразования трех и более рядов однородных и/или сопряженных КрФВ в соответствие с составленными математическими
моделями процессов формирований и измерений КрФВ при заданном
виде модельной ФП сенсора и/или ИП (или ИК в целом), с последующей обработкой результатов промежуточных измерений согласно
уравнению избыточных измерений или по уравнению числовых значений”.
Данные методы представляют собой конечную совокупность определенных действий, условий и операций восприятия и преобразования
202
свойств, выполняемых в заданной последовательности во времени и в
пространстве, а именно: теоретически обоснованное составление математических моделей МИИ в виде систем когерентных нелинейных
уравнений величин и их решение; выбор конечной совокупности физически воспроизводимых КрФВ и способов их формирования с заданной точностью; выполнение конечной совокупности прямых измерений контролируемой и ряда корректирующих величин, однородных
или сопряженных с контролируемой и закономерно связанных между
собой и с контролируемой величиной при неизменных и/или дискретно измененных на нормированные значения параметрах НФП сенсора
и/или ИП c последующим определением действительного значения
контролируемой ФВ согласно уравнению (или уравнениям) избыточных измерений или по уравнению числовых значений.
Сущность МИИ I-го рода, II-го рода и III-го рода
Избыточные измерения I-го рода (с автоматической коррекцией
систематических и случайных, но медленно изменяющихся во времени, составляющих погрешности за цикл одноразовых измерений n
ФВ): “Производимые при неизменных или нормированно измененных
в kл2 , kл3 и/или в kл4 раза значениях параметров Sл , Sн и n , соответственно, НФП сенсора или ИП n-тактные одноразовые прямые измерения двух и более рядов однородных и/или сопряженных КрФВ, размеры которых составляют, как правило, арифметическую и/или геометрическую прогрессии, причем одна из КрФВ имеет размер, равный
размеру КнФВ xi или ее размер, измененный на нормированное значение приращения x0(i ) , равное разности арифметической прогрессии, или в kл1 раз, где kл1  знаменатель геометрической прогрессии
или коэффициент локальной линеаризации, с последующим определением действительного значения КнФВ xi согласно уравнению избыточных измерений, полученному в явном виде:
xi  x0(i )  F (x0(i ) , n, kл1,..., kл4 , yн1,..., yнk ,..., yнn ) ,
где x0(i ) – приращение ФВ; F – символ известной функции взаимной связи и отношений ФВ и коэффициентов, приведенных в скобках;
n – показатель степени при степенной ФП сенсора и/или ИП; kл1,..., kл4
– не равные единице коэффициенты локальной линеаризации;
yн1,..., yнk , ..., yнn – выходные величины, полученные при прямых измерениях n КрФВ,
или в неявном виде, например, в виде следующего равенства
F1( xi , x0(i) , kл1, kл2 , kл3 , yн1,..., yнk )  F2 (x0(i) , n, kл1,..., kл4 , yнk 1,..., yнn ) ,
203
где F1 и F2 – символы разных, но известных функций взаимных
связей и отношений ФВ и коэффициентов, приведенных в скобках в
левой и правой частях равенства соответственно.
При ИИ I-го рода решаемая относительно КнФВ xi система когерентных нелинейных уравнений величин в общем случае, при заданных значениях параметров рядов КрФВ, имеет вид
yн1  f ( xi , S л , Sн )  yн ,


  f (k л1 xi , S л , Sн )  yн ), 
( yн2
yн2  f ( xi  xi , S л , Sн )  yн , 

yн3  f ( xi  xi , S л , Sн )  yн , 

yн4  f ( xi , k л2 S л , Sн )  yн ,


  f ( xi , S л , k л3 Sн )  yн ), 
( yн4
yн5  f ( x0  xi , S л , Sн )  yн , 
yн6  f ( x0  xi , S л , Sн )  yн , 

( yн7  f ( xi , k л4 n, S л , Sн )  yн ), 
................................................. . 
Избыточные измерения IIго рода (с автоматической коррекцией
систематических погрешностей в каждом цикле ИИ и случайной составляющей погрешности – по истечении m1 циклов измерений):
”Производимые при неизменных или нормировано измененных в
kл2 , kл3 и/или в kл4 раза значениях параметров Sл , Sн и n , соответственно, НФП сенсора или ИП многократные циклы n-тактных одноразовых прямых измерений двух и более рядов однородных и/или сопряженных КрФВ, размеры которых составляют, как правило, арифметическую и/или геометрическую прогрессии, причем одна из КрФВ
имеет размер, равный размеру КнФВ xi или ее размер, измененный на
нормированное значение приращения x0(i ) , равное разности арифметической прогрессии, или в kл1 раз, где kл1  знаменатель геометрической прогрессии или коэффициент локальной линеаризации, с последующим определением действительного значения КнФВ xi согласно
уравнению избыточных измерений вида (при усреднении методом статистической обработки или классическим методом)
xi 
 1 m1

1 m1
xij  x0(i )   F (x0(i ) , n, kл1,..., kл4 , yн1 j ,..., yнkj ,..., yнnj )  , (1)

 m1 j 1

m1 j 1


204
и дисперсии результата измерений согласно уравнения величин
m

1  1
  ( xij  xi ) 
Dx 


m1  1 j 1


2
при 3  m1  30 ,
где xi – действительное значение КнФВ, полученное МИИ 2-го рода; x0(i ) – приращение ФВ; F – символ функции взаимосвязи величин,
приведенных в скобках; n – показатель степени при степенной ФП
сенсора и/или ИП; kл1,..., kл4 – не равные единице коэффициенты локальной линеаризации; yн1 j ,..., yнkj , ..., yнnj – j-е выходные величины,
полученные при прямых измерениях n КрФВ в каждом из m1 циклов,
представленному в явном виде или представленному в неявном виде,
например, в виде следующего равенства
1 m1
1 m1
F1 ( xi , x0(i ) , kл1, kл2 , kл3 , yн1 j ,..., yнk , j )   F2 (x0(i ) , n, kл1,..., kл4 , yн k 1, j ,..., yнn, j )

m1 j 1
m1 j 1
При разных методах усреднения уравнение избыточных измерений
имеет разный вид.
При усреднении классическим методом  вид (1). При использовании метода текущего (цикл за циклом) усреднения результатов m1 измерений,  вид
 1

(m1  1) xi ( n1)  xin   ,
xi  


 m1

где m1  номер текущего цикла измерений; xi ( n1)  действительное
значение КнФВ xi , полученное после проведения n 1 -го цикла измерений; xi  усредненное действительное значение КнФВ xi , полученное после истечения m1 циклов измерений.
Избыточные измерения IIIго рода (с автоматической коррекцией случайных составляющих погрешности измерений КрФВ в каждом
такте их многократных измерений и систематических составляющих
по истечении многократных циклов измерений, т.е. по уравнению избыточных измерений): ”Производимые при неизменных или нормировано измененных в kл2 , kл3 и/или в kл4 раза значениях параметров Sл , Sн и n , соответственно, НФП сенсора или ИП многократные
прямые измерения двух и более рядов однородных и/или сопряженных
КрФВ, размеры которых составляют, как правило, арифметическую
205
и/или геометрическую прогрессии, причем одна из КрФВ имеет размер, равный размеру КнФВ xi или ее размер, измененный на нормированное значение приращения x0(i ) , равное разности арифметической
прогрессии, или в kл1 раз, где kл1  знаменатель геометрической прогрессии или коэффициент локальной линеаризации, с последующим
определением действительного значения КнФВ xi (по истечении заданного числа m1 циклов измерений) согласно уравнению избыточных
измерений вида (при усреднении методом статистической обработки
или классическим методом)
m

1 2
1
xi  x0(i )  F  x0(i ) , n, k л1,..., k л4 ,  yн1 j ,...,

m1 j 1
m2


m2
m2

2 j 1

1
 yнkj ,..., m  yнnj  
j 1
(2)

 x0(i )  F x0(i ) , n, kл1,..., kл4 , yн1 j ,..., yнkj ,..., yнnj ,
и дисперсий результатов промежуточных измерений согласно
уравнению величин
Dy 
нk
m

1  2
  ( yнkj  yнkj ) 

m2  1  j 1


2
при 3  m2  30 ,
(3)
где xi – действительное значение КнФВ, полученное МИИ 3-го рода; F – символ известной функции взаимной связи и отношений
усредненных ФВ и коэффициентов, приведенных в скобках;
yí 1 j ,..., yí kj ,..., yí nj – усредненные КрФВ, m2 – число измерений одной и
той же КрФВ,
представленному в явном виде или представленному в неявном виде, например, в виде следующего равенства (при усреднении классическим методом)
или


1
F1  xi , x0(i ) , k л1, k л2 , k л3 ,

m2

 yн1, j ,..., m  yнk , j  
m2

j 1
2 j 1


1
 F2  x0(i ) , n, k л1,..., k л4 ,

m2

 yнk 1, j ,..., m  yнn, j 
m2
1
m2

1
j 1

m2

2 j 1

F1 xi , x0(i ) , kл1, kл2 , kл3 , yн1, j ,..., yнk , j  F2 x0(i ) , n, kл1,..., kл4 , yнk 1, j ,..., yнn, j
206

Дисперсия конечного результата определяется как полуразность
результатов измерений (2), полученных при
yн1 j  Dyнk ,..., yнkj  Dyнk ,..., yнnj  Dyнk
и yн1 j  D ,..., yнkj  D ,..., yнnj  D ,
yнk
yнk
yнk
т.е. при двух противоположных по знаку значениях дисперсии D .
yнk
При ИИ III-го рода решаемая относительно КнФВ xi система когерентных нелинейных уравнений величин в общем случае, при заданных значениях параметров рядов КрФВ, имеет, например, вид
ун1 
1
m2
m2
  f ( xij , Sлj , Sнj )  yнj ,
j 1

1
 
 ун1

m2

ун2 
ун3 
ун4 
m2

j 1

  f (k л1 j xij , Sлj , Sнj )  yнj   ,
m2
1
m2
  f ( xij  x0(i) j , Sлj , Sнj )  yнj ,
1
m2
m2
  f ( xij  x0(i) j , Sлj , Sнj )  yнj ,
1
m2
m2
j 1
j 1
  f ( xij , k л 2 j Sлj , Sнj )  yнj ,
j 1
..........................................................................
унk 
1
m2
m2
  f ( xij , Sлj , k л3 j Sнj )  yнj ,
j 1
..........................................................................
m2


























,



,






унk +1 
1
m2
  f ( x0 j  x0(i) j , Sлj , Sнj )  yнj 
унk +2 
1
m2
m2
j 1
  f ( x0 j  x0(i) j , Sлj , Sнj )  yнj 
j 1
..........................................................................
унn 
1
m2
m2
  f ( xij , kл4n, Sлj , Sнj )  yнj .
j 1
207
Возможности методов избыточных измерений
МИИ обеспечивают [2]:
1. Достижение главной цели метрологии – обеспечение погрешности измерений, сравнимой с погрешностью образцовых мер;
2. Инвариантность результатов измерений к разбросу характеристик сенсоров и деградации их чувствительных и конструктивных
элементов (т.е. к старению и разрушению под влиянием внешних факторов). Это дает возможность замены сенсоров (или ИП) без изменения алгоритма или программы работы ЦИП;
3. Линеаризацию общей (виртуальной) функции преобразования
(ОФП) ЦИП при нелинейной и нестабильной ФП сенсора и/или ИП;
4. Высокоточное нелинейное преобразование ФВ (в квадрат, в куб,
в логарифм ФВ и т.д.) при использовании сенсоров с НФП;
5. Решение задач автоматической коррекции погрешностей при
сложных НФП сенсоров и/или ИП путем использования уравнений
замены величин и нелинейного преобразования системы координат;
6. Повышение быстродействия и точности измерений параметров
гармонических сигналов с использованием образцовых и виртуальных
мер;
7. Определение текущих значений параметров НФП сенсора и/или
ИП, а также их отклонений от номинальных с целью прогнозирования
времени их метрологической поверки или замены;
8. Определение методических погрешностей избыточных измерений;
9. Высокую эффективность автоматической коррекции погрешностей МИИ относительно прямых и других методов.
10. Решение задач по оценке метрологической надежности ЦИП
и т.д.
Существует большое многообразие МИИ с автоматической коррекцией погрешностей. Это обусловлено многообразием используемых существенных признаков, используемых при составлении классификации (рис. 3). Среди них необходимо отметить следующие: разновидность измеряемых свойств, используемый вид НФП сенсора
и/или ИП, наличие аппроксимации НФП, методы системной линеаризации; тип избыточности, вид преобразования КрФВ, число измерений
КрФВ и число циклов измерений, вид обработки результатов промежуточных измерений, способ обработки результатов промежуточных
измерений, пути повышения точности методов ИИ, способ минимизации методической погрешности, вид исключаемой погрешности, пути
повышения быстродействия (минимизация времени измерений), методы повышения быстродействия ИИ и способ обработки результатов
промежуточных измерений и другие.
208
МЕТОДЫ ИЗБЫТОЧНЫХ ИЗМЕРЕНИЙ
свойств
зависимых свойств
при элементарных НФП
зависимостей свойств
при сложных НФП
без аппроксимации НФП сенсора
с исп. ФАЛ-методов системной линеариз.
с использованием искусственной избыточности
с непосредствен. преобразованием КрФВ
с однократным измерением КрФВ
с n-кратными измерений
уср.„шаг за шагом”
и др.
без минимизации методической погрешности
введением поправок
с использованием избыточности комбинирован. вида
с периодич. преобразованием пар КрФВ
с усредн. р-тов промежуточных измерений
стат. об-кой
при составных НФП
с аппроксимацией НФП сенсора
с исп. АЛ-методов системной линеаризации
с использованием естественной избыточности
характеристик
m-крат. циклами измерений
с фильтрацией р-тов пром. измерений
аналоговой
цифровой
аналог.-цифр.
с минимизацией методической погрешности
с симметр. привязкой КрФВ
другие методы
с автоматической коррекцией систематических составляющих погрешности
с автомат. коррекцией систематических и
случайных составляющих погрешности
без повышения быстродействия ИИ
(с равномерными тактами измерений)
с повышением быстродействия ИИ
(с неравномерными тактами измерений)
путем минимизации
числа тактов измерен.
минимизацией времени
каждого такта измерен.
с об-кой результатов неитерацион. методами
повышение быстрод. в 2 раза путем
исп. периодич. пр-ния пар КрФВ
с об-кой результатов методом итераций
Рис. 3. Классификация методов избыточных измерений
209
К числу других дополнительных классификационных признаков,
можно отнести следующие: физическая природы свойств, методы пространственно-временного разделения каналов преобразования КрФВ,
способы повышения чувствительности, способы обеспечения метрологической надежности ИИ и т.д. Среди МИИ можно выделить такие
разновидности методов, которые отличаются только способами определения параметров Sн , Sл и yн НФП.
7. Принципы построения и базовые технические решения
(структурные схемы) сенсоров и цифровых измерительных
приборов
В ТИИ используются те же принципы построения сенсоров и ЦИП,
что и для прямых методов измерений. Отличие заключается в требовании обеспечения управляемости одного или нескольких параметров
НФП. Причем, в качестве классификационных признаков были выбраны такие, как: расположение структурных элементов в пространстве,
тип структуры, соразмерность, внутренняя структура или конфигурация элементов или частей сенсора, наличие обратных связей (т.е. связи
выхода со входом), типы связей между активными и пассивными элементами электрических цепей, типы связей между структурными элементами.
Выводы
Создана новая стратегия измерений, – ТИИ, как обобщенная система законов, принципов, методов, положений, доказательств и условий. Изложенные знания расширят представления ученых и специалистов о ТИИ.
ТИИ – это стратегическая теория ХХІ века как по фундаментальности изложения системы знаний, так и по целям, достигаемым в результате реализации её основных положений и основ. Дальнейшее развитие и совершенствование ТИИ, вместе с развитием и совершенствованием сенсорной аппаратуры (высокочувствительных структурноизбыточных сенсоров, биосенсоров и ИП с управляемыми параметрами), несомненно внесет весомый вклад в развитие приборостроения
вообще и микропроцессорных ЦИП в частности.
Литература
1. Закон України про метрологію та метрологічну діяльність. Видання офіціне. – К.: Держстандарт України, 1998. – 20 с.
2. Кондратов В.Т. Стратегічна теорія XXI століття // Вимірювальна
та обчислювальна техніка в технологічних процесах. – 2001. – №2. –
С. 11-16.
210
3. Кондратов В.Т. Основы теории автоматической коррекции систематических погрешностей измерения физических величин при нестабильной и нелинейной функции преобразования сенсора. Дисс. на
соис. уч. ст. д.т.н. Киев, 2001. Т. 1. – 501 с.
4. Кондратов В.Т. Основы теории автоматической коррекции систематических погрешностей измерения физических величин при нестабильной и нелинейной функции преобразования сенсора. Дисс. на
соис. уч. ст. д.т.н. Киев, 2001. Приложение, Т. 2. – 791 с.
Автор
Кондратов Владислав Тимофеевич – ведущий научный сотрудник института кибернетики им. В.М. Глушкова Национальной академии наук Украины,
д.т.н., доцент
Украина, 03187, Киев-187, пр. Глушкова, 40.
Тел. +380 (044) 526-24-69, факс (841-2) 49-82-63, 49-85-00
E-mail: vlad@vladikon.kiev.ua
13 августа 2005 года исполнилось 60 лет
академику Украинской технологической академии (УТА) (с 1993 года), члену Международной профессорской ассоциации (Россия, с
1991 года), члену Международной биографической ассоциации (г. Кембридж, Англия,
с 1998 года), члену редколлегии Международного научно-технического журнала „Измерительная и вычислительная техника в технологических процессах”, лучшему изобретателю
Института кибернетики НАН Украины, одному из ведущих академических ученых страны
в области метрологии и измерительной техники, ведущему научному сотруднику Института Кибернетики им. В.М.Глушкова НАН
Украины, – Кондратову Владиславу Тимофеевичу.
В 1968 году В.Т.Кондратов закончил радиотехнический факультет Львовского политехнического института по специальности „Конструирование и
производство радиоаппаратуры”. Его общий производственный стаж составляет 42 года, в том числе стаж научной работы – 33 года, стаж педагогической
работы в вузах ІІІ-IV уровня аккредитации – 4 года.
Два года служил младшим военным представителем МО СССР на одном
из почтовых ящиков в Белоруссии. Капитан запаса.
После службы в Советской армии работал инженером Всесоюзного научно-исследовательского и конструкторского института радиоэлектронной медицинской аппаратуры (г. Львов). Позднее работал младшим, а затем старшим
211
научным сотрудником Белорусской сельскохозяйственной академии (г. Горки).
В 1972 году поступил в аспирантуру Киевского технологического института легкой промышленности (научный руководитель – д.т.н., проф. Скрипник Ю.А.). За три года учебы в аспирантуре подготовил диссертационную
работу на тему „Исследование дискретно-аналоговых методов преобразования
и выделения фазовой информации в диапазоне инфранизких частот” (объемом
232 стр.) и Приложение (объемом 185 стр.). Однако данную работу защищать
не пришлось.
С 1976 по 1986 году была подготовлена и успешyо защищена новая диссертационная работа на тему „Алгоритмические методы измерения мгновенных значений фазового сдвига инфранизкочастотных сигналов“.
В 1975 г., после окончания аспирантуры, Кондратов В.Т. получает направление на работу в Институт Кибернетики НАН Украины. Работает старшим
инженером, руководителем группы, научным и старшим научным сотрудником. В 1989 году создал и возглавил лабораторию научного приборостроения.
В 1996 году, после ликвидации в НАН Украины президентом НАН Украины
академиком Патоном Б.Е. научных лабораторий, как подразделений, был переведен на должность ведущего научного сотрудника ИК НАН Украины.
В этой должности работает по настоящее время.
Первые публикации и изобретения В.Т. Кондратова по проблемам инфранизкочастотной фазометрии и повышения точности измерений появились
в 1973-1975 гг., т.е. в период учебы в аспирантуре.
В 2001 году в НТУУ „КПИ” Кондратов В.Т. успешно защитил докторскую
диссертацию на тему „Основы теории автоматической коррекции систематических погрешностей измерения физических величин при нестабильной и нелинейной функции преобразования датчика” по специальностям 05.11.15 –
„Метрология и метрологическое обеспечение” и 05.11.01 – „Приборы и методы измерения механических величин”.
Данная диссертационная работа может быть записана в „Книгу рекордов
Гиннеса” как наибольшая по объему и фундаментальная по содержанию теоретическая научная работа по техническим наукам (первый том составил
501 с., а второй – 791 с.). Данная работа и составила основу созданной д.т.н.
Кондратовым В.Т. теории избыточных измерений.
С октября 2001 года В.Т.Кондратов занимает должность доцента кафедры
автоматизации Киевского национального института технологий и дизайна (на
0,25 ставки) и успешно осуществляет подготовку магистров и аспирантов.
С 1 октября 2003 года Кондратов В.Т. занимает должность профессора Института новейших технологий (созданного НАН и МОН Украины при Национальном авиационном университете (НАУ)), – осуществляет подготовку магистров и ведет плодотворную научную работу со студентами старших курсов
Института информационно-диагностических систем НАУ.
Кондратов В.Т. является автором и соавтором 280 научных работ, в том
числе 125 авторских свидетельств и патентов России и Украины. За рубежом
им опубликовано более 10 научных работ.
212
Вместе с аспирантами и магистрами развивает новое научное направление – „Теорию и методы избыточных измерений” и его прикладные направления: избыточная пирометрия, избыточная концентратометрия, избыточная
УФ-дозиметрия, избыточные измерения давления, тока, расстояния до объекта
и др. Активно развивает направление, связанное с разработкой структурноизбыточных оптико-электронных сенсоров с управляемыми параметрами.
Кондратов В.Т. является одним из ведущих специалистов страны в области
метрологии и измерительной техники. Им впервые за последние 25 лет развития метрологии разработана новая и стратегически важная теория избыточных
измерений физических величин с автоматической коррекцией систематических погрешностей результатов измерений при нелинейной и нестабильной
функции преобразования сенсора. Данная теория будет превалировать в XXI
веке, поскольку направлена на решение одной из главнейших задач метрологии – достижение точности измерений, соизмеримой с точностью образцовых
мер. Она обеспечит дальнейшее развитие приборостроения стран СНГ и дальнего зарубежья в части создания высокочувствительных структурноизбыточных сенсоров, высокоточных виртуальных и микропроцессорных приборов.
В 2001 году впервые за 40 лет со дня принятия Международной системы
единиц Кондратов В.Т. поднял проблему технического языка общения и обмена мыслями в метрологии и измерительной технике и показал пути ее решения. Им написаны соответствующие препринты на русском и украинском языках.
В 2002 году им впервые был поднят вопрос о кризисе метрологии в Украине, о качестве государственных стандартов и Законов Украины о метрологии.
Кондратов В.Т. не имеет высоких академических наград и титулов. Он
награжден нагрудным знаком „Изобретатель СССР”, нагрудным знаком Украинской технологической академии “За достижения”, медалью “В память 1500летия Киева”, серебряными медалями Международной биографической ассоциации: “Международный человек года (1998-1999)” и “За достижения в 20столетии” (1999 г.).
Поздравляем Владислава Тимофеевича Кондратова с юбилеем
и желаем ему крепкого здоровья и новых успехов как на научном
поприще, так и в подготовке молодых ученых.
213
Кондратов В.Т., Редько В.В.
Цифровой измеритель давления
с управляемым волоконно-оптическим сенсором
В последние 10 лет в России и в Украине активно развиваются новые методы и средства измерений давления с использованием волоконно-оптических сенсоров давления (ВОСД). Если научные школы
России развивают преимущественно прямые оптико-электронные (ОЭ)
методы измерений давления с использованием структурных методов
повышения точности измерений и методов поэлементной коррекции,
то учёные Украины успешно развивают ОЭ методы избыточных измерений (МИИ) давления с автоматической коррекцией погрешностей.
Анализ исследований и публикаций
Среди амплитудных ВОСД большую группу составляют ВОСД рефлексометрического типа, в которых модуляция потока оптического
излучения осуществляется за счёт изменения расстояния между зеркальной поверхностью мембраны, являющейся чувствительным элементом ВОСД, и торцами световодов подводящих и отводящих оптическое излучение [1].
Обобщённая структурная схема цифрового измерителя давления (ЦИД), реализующего ОЭ метод измерения давления, включает в
себя, как правило, ВОСД, источник оптического излучения, фотоприёмник, волоконно-оптический кабель (ВОК), образованный из подводящих и отводящих оптическое излучение световодов, преобразователь “напряжение-код” (ПНК) и цифровое отсчётное устройство (ЦОУ).
Основными составляющими систематической погрешности результата измерения давления с помощью ЦИД являются [1]:
– погрешность от нелинейности функции преобразования (ФП)
ВОСД;
– погрешность от нелинейности ФП фотоприёмника;
– температурная погрешность, обусловленная: а) линейным расширением конструктивных элементов ВОСД (например, мембраны) при
изменении температуры окружающей среды; б) температурной нестабильностью характеристик источника оптического излучения;
в) температурной нестабильностью характеристик фотоприёмника.
Традиционным методом уменьшения погрешностей от нелинейности ФП ВОСД и фотоприёмника является кусочно-линейная аппроксимация ФП с последующим выбором участков, на которых обеспечиваются минимальное значение погрешности аппроксимации и максимальное значение крутизны преобразования [2].
214
Для уменьшения температурной погрешности ВОСД используется
ряд конструктивных способов: введение в конструкцию ВОСД дополнительного компенсирующего канала; использование в ВОСД металлической прокладки, материал которой имеет температурный коэффициент линейного расширения отличный от коэффициента линейного
расширения материала мембраны; введение в конструкцию ВОСД
коллимирующей линзы, формирующей параллельный ход лучей в сторону мембраны [3–5].
Для компенсации погрешности, обусловленной температурной нестабильностью характеристик источника оптического излучения используют просветляющие термостабилизирующие покрытия. Задача
температурной стабилизации характеристик фотоприёмника, чаще
всего, решается путём термостатирования его чувствительного элемента или путём использования разных схемотехнических решений [6].
Наиболее эффективными методами уменьшения систематической
погрешности результата измерениq давления являются ОЭ МИИ. В
работах [7, 8] показано, что ОЭ МИИ давления обеспечивают автоматическую коррекцию погрешности от нелинейности ФП фотоприёмника, а также составляющих температурной погрешности, обусловленных нестабильностью характеристик источника оптического излучения и фотоприёмника.
Постановка задачи
Задачей исследования является изучение возможностей создания
ЦИД с управляемым ВОСД, реализующего ОЭ МИИ давления и обеспечивающего автоматическую коррекцию погрешности от нелинейности ФП ВОСД и всех составляющих температурной погрешности.
Целью исследования является создание ОЭ МИИ давления и соответствующего технического решения ЦИД, обеспечивающих решение
поставленной задачи.
Решение поставленной задачи и полученные результаты
Решение поставленной технической задачи осуществлялось по следующим четырём направлениям: а) разработка конструкции управляемого ВОСД; б) изучение процесса модуляции мощности потока оптического излучения и вывод аналитического выражения для ФП ВОСД;
в) описание процесса измерительного преобразования давления в
электрический сигнал и вывод ФП измерительного канала ЦИД;
г) описание сущности МИИ давления и технического решения ЦИД.
215
Конструкция и принцип действия управляемого ВОСД
В качестве сенсора в предлагаемом техническом решении ЦИД используется модифицированный рефлексометрический ВОСД на едином подводяще-отводящем световоде (ПОС) [9], конструкция которого
приведена на рис. 1, где 1 – штуцер; 2 – мембрана; 3 – корпус; 4 – пьезоэлектрический элемент тороидальной формы; 5 – посеребренный
контактный элемент; 6 – диэлектрическая втулка; 7 – функциональный
держатель; 8 – ПОС; 9 – наконечник; 10 – электрический разъём; 11 –
световодный соединитель (СС); 12 – ВОК; 13 – световодный ответвитель (СО).
3
1
2
h0
7
8
d0
9
11
Ф0
12
рх
13
Ф0
Фм
10
4
5
Фм
6
Рис. 1. Конструкция управляемого ВОСД
Мембрана 2 имеет зеркальную внутреннюю поверхность и выполнена за одно целое со штуцером 1. Штуцер 1 соединён с корпусом 3
при помощи сваривания. Напротив зеркальной поверхности мембраны
2 на нормированном по значению расстоянии d 0 в функциональном
держателе 7 закреплён торец ПОС 8, радиус сердцевины которого равен rс . Между мембраной 2 и функциональным держателем 7 размещён пьезоэлектрический элемент 4, ширина которого с заданной точностью равна h0 . Подключение пьезоэлектрического элемента 4 к источнику питания осуществляется через электрический разъём 10.
Для исключения выпадения росы или конденсата на зеркальной
поверхности мембраны внутренняя полость ВОСД заполняется инертным газом аргоном [1]. Давление газа аргона во внутренней полости
ВОСД устанавливается по своему значению равным { p0 } .
Принцип действия ВОСД заключается в следующем. От источника
оптического излучения (на рис. 1 не показан) поток оптического излучения Ф 0 через СО 13, ВОК 12 и СС 11 вводится в ПОС 8 и по нему
подаётся на зеркальную поверхность мембраны 2.
216
В зависимости от значения давления px , воздействующего на
внешнюю поверхность мембраны 2, изменяется расстояние d i между
её центром и торцом ПОС 8. Это приводит к изменению мощности
потока оптического излучения Ф м , отражённого от зеркальной поверхности мембраны 2 и возвращённого в торец ПОС 8. Модулированный поток оптического излучения Ф м через ПОС 8, ВОК 12 и СО
13 подаётся на фотоприёмник (на рис. 1 не показан). Напряжение U Ф ,
полученное на выходе фотоприёмника, является функцией px .
Особенностью предложенной конструкции ВОСД является то, что
она обеспечивает получение информативной избыточности за счёт
увеличения расстояния между мембраной 2 и торцом ПОС 8 на нормированное по значению приращение d 0 . Последнее эквивалентно
подаче на вход ВОСД давления pн ( { pн }  { p0 }  {p0 } , где p0 –
нормированное по значению приращение давления). Таким образом,
корректирующая физическая величина d 0 является сопряжённой с
физической величиной p0 .
Увеличение расстояния между мембраной 2 и торцом ПОС 8 обеспечивают за счёт увеличения ширины пьезоэлектрического элемента 4
под действием электрического поля, создаваемого между штуцером 1
и контактным элементом 5.
Особенности процесса модуляции мощности потока оптического излучения
Прежде чем перейти к описанию процесса модуляции предварительно рассмотрим структуру потока оптического излучения Ф 0 , испускаемого торцом ПОС в направлении зеркальной поверхности мембраны (рис. 2).
Согласно [1, 3, 5], поток оптического излучения Ф 0 может быть
представлен в виде совокупности элементарных параллельных световых пучков, испускаемых каждой точкой торца ПОС. При этом в
структуре потока оптического излучения Ф 0 можно выделить две области пространства: внутреннюю и внешнюю.
217
A
Б
Б-Б
A-A
NA
2r 1
2r Ф
D
1
2
2r 2
3
2r c
О1
О2
4
di
dФ
A
Б
Рис. 2. Графические построения, поясняющие структуру потока оптического
излучения, который формируется торцом ПОС
Внутренняя область пространства ограничивается боковой поверхностью конуса, образующими которого являются световые лучи 1 и 2,
излучённые из края сердцевины ПОС под апертурным углом  NA к
его оптической оси O1O2 . Основанием конуса является окружность
радиусом rс , а вершиной – точка D , удалённая от основания конуса
на расстояние dФ , которое зависит от апертурного угла  NA и радиуса
rс сердцевины ПОС: {dФ }  {rс }/ tg{ NA} .
Внешняя область пространства ограничена снаружи боковой поверхностью усечённого конуса, образующими которого являются световые лучи 3 и 4, идущие из края сердцевины ПОС под апертурным
углом  NA к оптической оси O1O2 . Верхним основанием усечённого
конуса является окружность радиусом rс , а нижним основанием –
окружность радиусом rФ , причём {rФ }  2{rс } . Изнутри внешняя область пространства ограничена внутренней областью пространства.
Следует отметить, что плотность энергии излучения во внутреннем
пространстве в 2 раза выше плотности энергии излучения во внешнем
пространстве [3].
Сечение A-A потока оптического излучения Ф 0 плоскостью, перпендикулярной к оптической оси O1O2 и расположенной на расстоянии d i ( {di }  {d Ф } ) от плоскости торца ПОС, имеет круговую (с радиусом r1 ( {r1}  {rс }  {di }tg{ NA} )) и кольцевую (с внешним радиусом r2 ( {r2 }  {rс }  {di }tg{ NA} )) освещённые зоны. При этом энергетическая освещённость круговой зоны в 2 раза выше энергетической
освещённости кольцевой зоны.
218
Сечение Б-Б потока оптического излучения Ф 0 плоскостью, расположенной на расстоянии dФ от плоскости торца ПОС, представляет
собой равномерно освещённую круговую зону радиусом rФ .
Рассмотрим процесс модуляции мощности потока оптического излучения Ф 0 измеряемым давлением px . Как было сказано выше, модуляция мощности потока оптического излучения в ВОСД осуществляется за счёт изменения расстояния d i между зеркальной поверхностью мембраны и торцом ПОС. При этом возможны четыре случая
распределения отражённого потока оптического излучения Ф м в
плоскости торца ПОС (см. рис. 3, где 1 – мембрана; 2 – ПОС).
1. 0  {di }  0,5{dФ } (рис. 3, а). В данном случае в плоскости торца
ПОС образуются круговая и кольцевая освещённые зоны. Круговая
зона формируется световыми лучами отражёнными мембраной по
направлению к центру сердцевины ПОС и имеет радиус R1
( {R1}  {rс }  2{di }tg{NA} ).
Кольцевая зона формируется световыми лучами отражёнными по
направлению от центра сердцевины ПОС и имеет внешний радиус R2
( {R2 }  {rс }  2{di }tg{ NA} ). Энергетическая освещённость круговой
зоны в 2 раза выше энергетической освещённости кольцевой зоны. Для
данного случая на основе графических построений получена ФП
ВОСД в виде нелинейного уравнения величин
Фм  Ф0
(di tg NA ) 2  (di tg NA  rс ) 2
(k2 di tg NA ) 2  rс2
,
(1)
где k2 – постоянный коэффициент ( k2  2 ).
2. {di }  0,5{dФ } (рис. 3, б). В данном случае в плоскости торца
ПОС формируется равномерно освещённая круговая зона радиусом
RФ ( {RФ }  2{rс } ). Мощность потока оптического излучения, возвращающегося в торец ПОС, равна {Фм }  0, 25{Ф0 } .
3. 0,5{dФ }  {di }  {dФ } (рис. 3, в). В плоскости торца ПОС образуются освещённая кольцевая (с внешним радиусом R2 ) и неосвещённая круговая (с радиусом R3 ( {R3}  2{di }tg{ NA}  {rс } )) зоны. Ширина освещённой кольцевой зоны равна 2{rс } . Для данного случая на
219
основе графических построений получена ФП ВОСД в виде линейного
уравнения величин
Фм  Ф0
rс  di tg NA
k2 rс
(2)
1
1
di
di
di
1
2
2
2R 1
2r с
2
2r с
2R Ф
2R 2
а
2R 3
2r с
2R 2
б
в
Рис. 3. Графические построения, иллюстрирующие процессы взаимодействия
потока оптического излучения с зеркальной поверхностью мембраны
4. {di }  {d Ф } . В данном случае неосвещённая круговая зона полностью перекрывает торец ПОС ( {R3}  {rc } ), а следовательно в ПОС
поток оптического излучения не поступает ( {Фм }  0 ).
Из выше приведенных данных следует, что:
1. вследствие неоднородности структуры потока оптического излучения Ф 0 , испускаемого из торца ПОС в направлении зеркальной поверхности мембраны, наблюдаются два явления модуляции: эффект
220
линейной модуляции (при 0,5{dФ }  {di }  {dФ } ) и эффект нелинейной модуляции (при 0  {di }  0,5{dФ } );
2. ФП ВОСД состоит из равных по длине линейного и нелинейного
участков, сопряжённых в точке соответствующей условию
{di }  0,5{dФ } ;
3. нелинейность ФП ВОСД имеет место при глубине модуляции
превышающей 25 % ;
4. для обеспечения корректной работы ВОСД начальное расстояние
d 0 между зеркальной поверхностью мембраны и торцом ПОС должно
устанавливаться по своему значению меньшим чем {d Ф } ;
5. для расширения диапазона измерения давления px в качестве
ПОС необходимо использовать волоконный световод с максимально
допустимым, для данной конструкции ВОСД, радиусом сердцевины rс
и минимальным апертурным углом  NA .
Произведём сравнение длин рабочих участков ФП ВОСД при различных значениях радиуса сердцевины rс и апертурного угла  NA
ПОС. В [1, 5] рекомендуется использовать в амплитудных ВОСД световоды следующих трёх типов: 1) кварцевые многомодовые 1-го класса ( rс  25 мкм ,  NA  11,5  ); 2) кварцевые многомодовые 2-го класса ( rс  50 мкм ,  NA  14,5  ); 3) многомодовые для инфракрасного
излучения
с
длинной
волны
более
0,8 мкм
( rс  100 мкм ,
NA  17,5  ).
Проведенный сравнительный анализ показал, что при использовании в качестве ПОС световода 3-го типа обеспечивается расширение
диапазона измерения давления в 1,67 раза по сравнению с результатами, полученными при использовании световода 2-го типа, и в 2,66 раза
– при использовании световода 1-го типа (см. рис. 4).
221
1
2
3
1 – при rс = 25 мкм , QNA = 11, 5 ° ;
2 – при rс = 50 мкм , QNA = 14, 5 ° ;
3 – при rс = 100 мкм , QNA = 17, 5 °
Рис. 4. Графики относительной ФП ВОСД:
ФП измерительного канала ЦИД
В связи с тем, что ФП ВОСД состоит из линейного и нелинейного
участков, сопряжённых в точке соответствующей условию
{di }  0,5{dФ } , весь диапазон измерения давления px целесообразно
разделить на два поддиапазона. Первому поддиапазону измерения
давления px будет соответствовать поддиапазон изменения расстояния d i от значения {d Ф } до значения 0,5{dФ } , а второму – от
0,5{dФ } до значения, обусловленного погрешностью измерения.
ФП давления px в расстояние d i описывается линейным уравнением величин [4]:
di  d 0  S px ( px  p0 ) ,
(3)
где d 0 – начальное расстояние между центром мембраны и торцом
ПОС ( {d0 }  {dФ }  2{d0 } ); S px – коэффициент преобразования давления в расстояние ( {S px }  [3{Rм }4 (1  μм2 )] (16{Eм }{hм }3 ) ); Rм –
радиус мембраны; hм – толщина мембраны; Eм – модуль Юнга материала мембраны; μ м – коэффициент Пуассона материала мембраны.
Составным элементом измерительного канала ЦИД является фотоприёмник, состоящий из чувствительного элемента (полупроводникового фотодиода) и усилителя напряжения. При номинальной темпера222
туре окружающей среды ФП такого фотоприёмника в линейном приближении описывается уравнением величин:
U Ф  SU Ф ,
(4)
где Ф – мощность потока оптического излучения, падающего на
чувствительный элемент фотоприёмника; SU – вольтовая чувствительность фотоприёмника ( {SU }  (k у {k}{Tн }{S I }) /({q}{I s }) ); k у –
коэффициент усиления усилителя напряжения; k – постоянная Больцмана ( k  1,38 1023 Дж/K ); Tн – номинальная абсолютная температура; S I – интегральная токовая чувствительность фотодиода; q – заряд
электрона ( q  1,60 1019 Кл ); I s – темновой ток фотодиода.
Номинальные ФП измерительного канала ЦИД (ВОСД и фотоприёмника), с учётом уравнений величин (1) – (4), для первого и второго
поддиапазонов измерения давления имеют, соответственно, вид
U Ф  SU Ф0
rс  [d 0  S px ( px  p0 )]tg NA
k2 rс
 d0  S px ( px  p0 )  tg NA    d0  S px ( px  p0 )  tg NA  rс 
 

U Ф  SU Ф0 
2
 k2  d0  S px ( px  p0 )  tg NA   rс2


Реальные ФП измерительного канала ЦИД для указанных поддиапазонов, с учётом влияния дестабилизирующих факторов, описываются следующими уравнениями величин:
2
U н  SU Ф0
rс  [d0  S px ( px  p0 )]tg NA
k2 rс
2
 U ,
(5)
 d0  S px ( px  p0 )  tg NA    d0  S px ( px  p0 )  tg NA  rс 
 
  U
U н  SU Ф0 
2
 k2  d0  S px ( px  p0 )  tg NA   rс2


2
2
где SU , Ф 0 и d 0 – параметры ФП, учитывающие влияние дестабилизирующих факторов ( {SU }  {SU }(1   SU ) ; {Ф0 }  {Ф0 }(1   Ф ) ;
{d0}  {d0 }(1   d ) );  SU – относительное отклонение вольтовой чувствительности фотоприёмника от номинального значения при изменении температуры окружающей среды (  SU  {T }/{Tн } ); T – отклонение температуры окружающей среды от номинального значения;  Ф
223
– относительное отклонение мощности источника оптического излучения от номинального значения вследствие изменения температуры
окружающей среды;  d – относительное отклонение расстояния между мембраной и торцом ПОС от номинального значения при изменении температуры окружающей среды (  d  {hм }{ }{T }/{d0 } );  –
температурный коэффициент линейного расширения материала мембраны; Eз – ширина запрещённой зоны полупроводника из которого
изготовлен чувствительный элемент фотоприёмника; U – темновое
напряжение фотоприёмника ( {U }  {T }{Eз }/({Tн }{q}) ).
Таким образом, получены аналитические выражения для ФП измерительного канала ЦИД для первого и второго поддиапазонов измерения давления. Данные аналитические выражения связывают между
собой все физические величины, участвующие в процессе преобразования.
Техническое решение ЦИД с автоматической коррекцией
погрешностей
Рассмотрим решение задачи автоматической коррекции погрешностей измерения давления с помощью ЦИД, структурная схема которого приведена на рис. 5, где 1 – электромагнитный клапан давления; 2 –
усилитель мощности; 3 – управляемый ВОСД; 4 и 5 – волоконные световоды; 6 – источник оптического излучения; 7 – высоковольтный
преобразователь; 8 – фотоприёмник; 9 – микроконтроллер (МК); 10 –
преобразователь «код-напряжение» (ПКН); 11 – интегрирующий ПНК;
12 – ЦОУ; 13 – оперативное запоминающее устройство (ОЗУ); 14 –
постоянное запоминающее устройство (ПЗУ); 15 – общая шина (ОШ).
6
Ф0
3
Ф0
px
±Uр
Фм
px
2
5
15 ОШ
9
МК
4
1
а
Фм
7
+Uр
U
8
а
#
ОЗУ
14
11
U
#
Рис. 5. Структурная схема ЦИД
224
N px
13
10
U
–Uр
12
000
ПЗУ
Опишем работу ЦИД как в первом (при линейной ФП измерительного канала (5)), так и во втором (при нелинейной ФП измерительного
канала (6)) поддиапазонах измерения давления.
После включения прибора все функциональные блоки устанавливаются в исходное положение. Входные регистры чисел ЦОУ 12 и
ПКН 10 обнуляются. В результате ЦОУ 12 отображает нулевой результат. На выходе высоковольтного преобразователя 7 напряжение
отсутствует. Клапан давления 1 установлен в закрытое положение, а
источник оптического излучения 6 выключен.
Выбор поддиапазона измерений давления осуществляется автоматически следующим образом. По команде с МК 9 клапан давления 1
переводится в открытое положение. В штуцер ВОСД подводится среда, давление которого измеряется.
В результате прогиба мембраны ВОСД под действием давления px
расстояние d i между её центром и торцом ПОС по своему значению
устанавливается равным {di }  {d 0 }  {S px }({ px }  { p0 }) . Далее по
команде с МК 9 включается источник оптического излучения 6. Поток
оптического излучения Ф 0 от источника 6 поступает через световод 4,
ВОК и ПОС на зеркальную поверхность мембраны ВОСД. Часть потока оптического излучения отражённого от мембраны возвращается в
торец ПОС и передаётся на вход фотоприёмника 8. Выходное напряжение U н фотоприёмника подаётся на ПНК 11 и преобразуется в код
числа
N 0  {Sпр }{U н } ,
где S пр – крутизна аналого-цифрового преобразования.
Код числа N 0 поступает через ОШ 15 в ОЗП 13, где запоминается.
Затем в МК 9 осуществляется сравнение кода числа N 0 с заранее записанным в ПЗУ 14 кодом числа N 00 ( N 00  0, 25{Sпр }{SU }{Ф 0 } ). В
случае если N0  N00 , то процесс измерения осуществляется в соответствии с алгоритмом, записанным в ПЗУ 14 для первого поддиапазона измерения. В противном случае ( N0  N00 ) процесс измерения
осуществляется в соответствии с алгоритмом, записанным в ПЗУ 14
для второго поддиапазона измерений.
225
Первый поддиапазон измерений давления
В данном поддиапазоне осуществляются три такта промежуточных
измерений и один такт обработки полученных результатов промежуточных измерений.
В первом такте клапан давления 1 находится в закрытом состоянии.
На выходе высоковольтного преобразователя 7 напряжение отсутствует. По команде с МК 9 включается источник оптического излучения 6.
Поток оптического излучения Ф 0 от источника 6 поступает через световод 4, ВОК и ПОС на зеркальную поверхность мембраны ВОСД.
Часть потока оптического излучения отражённого от мембраны возвращается в торец ПОС и передаётся на вход фотоприёмника 8.
На выходе фотоприёмника 8 образуется напряжение
U н1  SU Ф0
rс  d 0 tg NA
 U ,
k2 rс
которое поступает на вход ПНК 11 и преобразуется в код числа
N1  {Sпр }{U н1} .
(7)
По команде с МК 9 код числа N1 (7) поступает через ОШ 15
в ОЗП 13, где запоминается.
Во втором такте по команде с МК 9 в регистр числа ПКН 10 записывается код числа NU 0 . В результате на выходе ПКН 10 появляется
нормированное по значению напряжение U 0 , которое подаётся на
вход высоковольтного преобразователя 7. При помощи высоковольтного преобразователя 7 напряжение U 0 преобразуется в высоковольтное напряжение U р , которое подаётся на электрический вход ВОСД. В
результате в ВОСД между штуцером и контактным элементом образуется электрическое поле с нормированной по значёнию напряжённостью Eр .
Под действием напряжённости Eр электрического поля ширина h0
пьезоэлектрического элемента пропорционально изменяется. Взаимосвязь ширины пьезоэлектрического элемента с напряжённостью электрического поля описывается уравнением величин [10]:
h00  kпэ 2 h0 E0 p E p Eпэ ,
где kпэ – постоянный безразмерный коэффициент;  – диэлектрическая проницаемость материала пьезоэлектрического элемента; E0 p –
226
напряжённость электрического поля в поперечном направлении; Eпэ –
модуль Юнга материала пьезоэлектрического элемента.
Изменение ширины h0 пьезоэлектрического элемента приводит к
изменению расстояния между центром мембраны и торцом ПОС на
нормированную
по
значению
величину
причём
d 0 ,
{d0 }  {h00 }  {h0 } .
Аналогично первому такту поток оптического излучения Ф 0 поступает на зеркальную поверхность мембраны ВОСД. Часть потока
оптического излучения отражённого от мембраны возвращается в торец ПОС и передаётся на вход фотоприёмника 8. Выходное напряжение фотоприёмника 8
U н2  SU Ф0
rс  (d 0  d 0 )tg NA
 U
k2 rс
с помощью ПНК 11 преобразуется в код числа
N 2  {Sпр }{U н2 } .
(8)
Код числа N 2 (8) запоминается в ОЗУ 13.
В третьем такте по команде с МК 9 регистр числа ПКН 10 обнуляется. Вследствие этого в ВОСД напряжённость электрического поля
между штуцером и контактным элементом по своему значению становится равной нулю, а ширина пьезоэлектрического элемента уменьшается до величины h0 .
Одновременно клапан давления 1 по команде с МК 9 переводится в
открытое положение. В штуцер ВОСД подводится среда, давление px
которого измеряется. В результате прогиба мембраны 2 под действием
давления px расстояние d i между её центром и торцом ПОС по своему значению устанавливается равным {di }  {d 0 }  {S px }({ px }  { p0 }) .
Поток оптического излучения Ф 0 , как и в предыдущих тактах, поступает на зеркальную поверхность мембраны ВОСД. Часть потока
оптического излучения отражённого от мембраны возвращается в торец ПОС и передаётся на вход фотоприёмника 8.
227
На выходе фотоприёмника 8 образуется напряжение
U н3  SU Ф0
rс  [d0  S px ( px  p0 )]tg NA
k2 rс
 U ,
которое подаётся на вход ПНК 11, где преобразуется в код числа
N 3  {Sпр }{U н3} .
(9)
Код числа N3 (9) запоминается в ОЗУ 13.
В четвёртом такте полученные результаты промежуточных измерений (7) – (9) обрабатываются в соответствии с уравнением числовых
значений
N px  { px }  { p0 } 
{d0 } ( N1  N3 ) .
{S px } ( N 2  N1 )
(10)
Полученный результат измерения давления (10) отображается на
индикаторе ЦОУ 12.
В при использовании уравнения числовых значений (10) достигается исключение влияния на результат измерения давления абсолютных
значений следующих параметров ФП (6): SU , Ф 0 и d 0 . Кроме того,
исключаются аддитивные и мультипликативные составляющие систематической погрешности результата измерения, обусловленные отклонениями  SU ,  Ф ,  d указанных параметров от их номинальных значений и наличием темнового напряжения фотоприёмника U .
Второй поддиапазон измерений давления
В данном поддиапазоне осуществляются четыре такта промежуточных измерений и один такт обработки полученных результатов
промежуточных измерений. Первый и второй такты измерений идентичны первому и второму тактам измерений, описанным выше (для
первого поддиапазона измерения давления).
В третьем такте клапан давления 1 (рис. 5) переводится в открытое
положение. По команде с МК 9 в регистр числа ПКН 10 подаётся код
нуля. Это обеспечивает отсутствие напряжения на выходе высоковольтного преобразователя 7, а, следовательно, и отсутствие электрического поля в ВОСД между штуцером и контактным элементом.
Как и в предыдущих тактах, поток оптического излучения Ф 0 от
источника 6 поступает на зеркальную поверхность мембраны ВОСД.
Часть потока оптического излучения отражённого от мембраны возвращается в торец ПОС и передаётся на вход фотоприёмника 8.
228
Выходное напряжение фотоприёмника 8
 d0  S px ( px  p0 )  tg NA    d0  S px ( px  p0 )  tg NA  rс 
 
  U
U н3  SU Ф0 
2
 2  d0  S px ( px  p0 )  tg NA   rс2


2
2
подаётся на вход ПНК 11 и с его помощью преобразуется в код числа
N 3  {Sпр }{U н3} ,
(11)
который через ОШ 15 поступает в ОЗУ 13, где и запоминается.
В четвёртом такте источник оптического излучения 6 по команде с
МК 9 выключается. В результате на вход фотоприёмника 8 поток оптического излучения не поступает, а, следовательно, на его выходе
присутствует только темновое напряжение U . Выходное напряжение фотоприёмника 8 U н4 ( {U н4 }  {U } ) подаётся на вход ПНК 11 и
преобразуется в код числа
N 4  {Sпр }{U н4 } .
(12)
Код числа N 4 (12) по команде с МК 9 поступает через ОШ 15 в
ОЗУ 13, где запоминается.
В пятом такте полученные результаты промежуточных измерений
(7), (8), (11) и (12) обрабатываются в соответствии с другим уравнением числовых значений
N px  { px }  { p0 } 


{rc }2 ( N1  N 4 )
1

 2{d 0}tg{ NA }  
2{S px }tg{ NA } 
{d 0 }tg{ NA }( N 4  N 3 )  {rc }( N1  N 3 )
{rc } {rc }({d 0 }tg{ NA }  {rc })( N 4  N 3 )( N1  N 4 )  [{d 0}tg{ NA }( N 4  N 3 )  {rc }( N1  N 3 )]2 
,
{d 0 }tg{ NA }( N 4  N3 )  {rc }( N1  N 3 )

где {d 0 } 
{rc }
( N  N4 )
.
 {d 0 } 1
tg{ NA }
( N 2  N1 )
Полученный результат измерения давления (13) отображается на
индикаторе ЦОУ 12.
Установлено, что при обработке результатов промежуточных измерений (7), (8), (11) и (12) в соответствии с уравнением числовых значений (13) обеспечивается автоматическая коррекция систематической и
случайной составляющих погрешности результата измерения давления. Это несложно показать, если подставить в (13) уравнения числовых значений (7), (8), (11) и (12).
Уровень случайных погрешностей уменьшается за счёт использования в ЦИД интегрирующего ПНК 11. В отдельных случаях при вы229
соком уровне случайных погрешностей в каждом такте проводятся n кратные измерения напряжения ( n  5 50 ) с последующей обработкой полученных результатов по соответствующему алгоритму, записанному в ПЗУ 14.
Особенностью процесса измерения давления является то, что число
тактов измерения в первом и втором поддиапазонах различно.
Выводы
1. Описана конструкция управляемого ВОСД, предназначенного
для реализации ОЭ МИИ. Предложенная конструкция ВОСД обеспечивает получение информативной избыточности за счёт управления
параметрами сенсора.
2. Особенностью процесса модуляции мощности потока оптического излучения измеряемым давлением является наличие двух эффектов:
линейного и нелинейного.
3. Установлено, что ФП ВОСД состоит из двух чётко выраженных
частей: линейного и нелинейного участков.
4. Благодаря избыточным измерениям решена задача системной
линеаризации общей (виртуальной) ФП ЦИД.
5. За счёт обработки результатов промежуточных измерений согласно соответствующему уравнению числовых значений обеспечивается автоматическая коррекция систематической и случайной составляющих погрешности измерения.
6. Предложенное техническое решение ЦИД может использоваться
как автономно, так и в составе информационно-измерительных систем.
Литература
1. Бадеева Е.А., Гориш А.В., Котов А.Н., Мурашкина Т.И., Пивкин А.Г. Теоретические основы проектирования амплитудных волоконно-оптических датчиков давления с открытым оптическим каналом: Монография. – М.: МГУЛ, 2004. – 246 с.
2. Кондратов В.Т.,
Зарницина А.А.,
Редько В.В.,
Ситар В.Б. Аппроксимация функции преобразования фотодиода для задач избыточных измерений физических величин // Вісник КНУТД. –
2004, №6. – С. 29-36.
3. Зак Е.А. Волоконно-оптические преобразователи с внешней модуляцией. – М.: Энергоатомиздат, 1989. – 128 с.
4. Мещеряков В.А., Мурашкина Т.И., Мурашкина Е.А. Волоконнооптические датчики давления отражательного типа для летательных
аппаратов // Датчики и системы. 2001, № 9. – С. 14-18.
230
5. Мурашкина Т.И.,
Волчихин В.И. Амплитудные
волоконнооптические датчики автономных систем управления: Монография. –
Пенза: Изд-во Пенз. гос. ун-та, 1999. – 188 с.
6. Конюхов Н.Е., Плютт А.А., Марков П.И. Оптоэлектронные контрольно-измерительные устройства. – М.: Энергоатомиздат, 1985. –
152 с.
7. Кондратов В.Т., Редько В.В. Цифровой измеритель давления с
оптическим сенсором // Вимірювальна та обчислювальна техніка в
технологічних процесах. Хмельницкий, 2004, № 2. – С. 22-25.
8. Кондратов В. Т., Редько В.В. Анализ методической погрешности
цифрового измерителя давления с оптическим сенсором //
Вимірювальна та обчислювальна техніка в технологічних процесах.
Хмельницкий, 2004, № 1. – С. 41-47.
9. Волоконная оптика и приборостроение / Бутусов М.М., Галкин С.Л., Оробинский С.П., Пал Б.П.; Под общ. ред. Бутусова М. М. –
Л.: Машиностроение. Ленингр. отд-ние, 1987. – 328 с.
10. Джагупов Р.Г., Ерофеев А.А. Пьезокерамические элементы в
приборостроении и автоматике. – Л.: Машиностроение, Ленингр. отдние, 1986. – 256 с.
Авторы
Кондратов Владислав Тимофеевич – ведущий научный сотрудник института кибернетики им. В.М. Глушкова Национальной академии наук Украины,
д.т.н., доцент
Украина, 03187, Киев-187, пр. Глушкова, 40.
Тел. +380 (044) 526-24-69, факс (841-2) 49-82-63, 49-85-00
E-mail: vlad@vladikon.kiev.ua
Редько Виталий Владимирович – студент 6 курса Института информационно-диагностических систем Национального авиационного университета
E-mail: blist2002@mail.ru
231
Бадеев А.В., Мурашкина Т.И., Пивкин А.Г., Серебряков Д.И.
Способ снижения температурной погрешности
оптических датчиков
Для измерений различных механических величин в жестких условиях ракетно-космической техники широко используют оптические
методы. Существенным недостатком многих оптических датчиков (ОД) является зависимость мощности источников излучения (ИИ),
интегральной чувствительности и внутреннего сопротивления приемников излучения (ПИ) от температуры [1]. Так, например, у серийно
выпускаемых светодиодов типа 3Л107Б излучающая способность может меняться в интервале температур  50 С на 20–30 %, а у фотодиодов ФД-19КК, ФД 20-32К, КФДМ разброс по чувствительности может
достигать 10–15 %. Подобный разброс энергетических характеристик
приводит к значительным температурным погрешностям (от 10
до 50 %), если не принять специальных мер для их снижения.
Использование амплитудно-фазового способа преобразования сигналов дает возможность снизить температурную погрешность оптических датчиков, если в основу их принципа действия положен компенсационный метод [2, 3]. На рис. 1 приведена наиболее общая структурная схема такого датчика, а на рис. 2 векторная диаграмма сигналов, поясняющая амплитудно-фазовое преобразования сигналов. Отличительной особенностью предложенной схемы ОД является наличие
дополнительного компенсационного канала. Рефлексометрический
измерительный преобразователь (РИП) датчика с компенсационным
каналом представляет собой приемо-передающую оптическую систему, состоящую из ИИ и ПИ: рабочего (РПИ) и компенсационного (КПИ).
Световой
поток
ИИ
модулируется
синусоидальным
напряжением U ~ низкой частоты генератора (Г ~ ). Световой поток,
отраженный от диффузной поверхности, изменяющей свое положение
в соответствии с изменением измеряемой физической величины Х,
поступает на РПИ, где преобразуется в электрический сигнал Uр(Х).
Часть светового потока ИИ поступает непосредственно на КПИ, где
преобразуется в постоянный электрический сигнал UК.
Сигналы Uр(Х) и UК подвергаются определенному масштабированию до уровней U1(Х) и U2 на масштабных преобразователях МП1 и
МП2 соответственно, и сдвигаются с помощью фазосдвигающей цепи
Фц на угол φ12 относительно друг друга.
232
Рис. 1. Обобщенная структурная схема ОД
Рис. 2. Векторная диаграмма сигналов ОД
при амплитудно-фазовом преобразовании сигналов
233
Зависимость выходного сигнала ОД – фазы φ суммарного сигнала
U(Х) от контролируемого параметра Х: φ=f(Х) имеет вид:
  arctg
sin 12
,
K РПИ  X S В1 K МП1
cos 12 
K МП2 K КПИ S В2 K ФЦ
(1)
где КРПИ(Х), ККПИ – коэффициенты использования светового потока
РПИ и КПИ соответственно; KМП1, KМП2 – коэффициенты масштабирования МП1 и МП2 соответственно; KФц – коэффициент передачи Фц;
SВ1, SВ2 – вольтовые чувствительности РПИ и КПИ соответственно.
Под влиянием изменения температуры окружающей среды изменяются электрические параметры и параметры конструкции датчика,
что приводит к возникновению дополнительной температурной погрешности преобразования:
t 
  t

100 % 
100 % ,
max  min
max  min
где , t – угол сдвига фазы выходного суммарного сигнала при
температуре t0, принятой за номинальную, температуре t=t0+t соответственно; t – диапазон изменений температуры окружающей среды; t – изменение угла сдвига фазы выходного сигнала при изменении температуры в диапазоне t; max, min – угол сдвига фазы выходного сигнала, соответствующий максимальному и минимальному значениям измеряемого параметра.
Основными элементами, изменение которых ведет к возникновению температурной погрешности, являются ИИ, ПИ и измерительная
схема (ИС). Тогда с достаточной для инженерных расчетов точностью
можно записать:
t 
       
2
t
ИИ
2
t
ПИ
2
t
ИС
,
(2)
где tИИ , tПИ , tИС – абсолютные температурные погрешности, обусловленные изменениями параметров ИИ, ПИ и ИС соответственно.
При изменении температуры окружающей среды изменяются мощность излучения ИИ и интегральная чувствительность ПИ, то есть
tИИ  tP , tПИ  tS .
При этом выражение (2) примет вид:
t 
       
t 2
P
234
t 2
S
2
t
ИС
,
(3)
где tP , tS – погрешности измерений, обусловленные изменением мощности излучения ИИ и интегральной чувствительности ПИ
соответственно.
Для того, чтобы дать оценку составляющим формулы (3), необходимо обратиться к выражению (1), вывод которого приведен в статье [4]. Анализ выражения (1) показывает, что изменение мощности ИИ, обусловленное изменением температуры окружающей среды,
практически не влияет на выходной сигнал ОД, если фототоки, протекающие через сопротивления нагрузки РПИ и КПИ, линейно зависят
от светового потока. Это объясняется тем, что изменение мощности
излучения ИИ ведет к изменению начального светового потока  ИИ
на некоторое значение, то есть    ИИ   ,где  – световой поток
ИИ с учетом дополнительного светового потока, обусловленного изменением мощности излучения ИИ;  – дополнительный световой
поток ИИ, обусловленный изменением мощности излучения ИИ. Сигналы U1(X) и U2 примут соответственно значения U1Р(X) и U2Р, определяемые выражениями (4) и (5) (рис. 3, а):
U1P  X   K РПИ  X K МП1SВ1  ИИ    ,
(4)
U 2 P  K КПИ K МП2 K ФЦ S В2  ИИ    .
(5)
Тогда фаза  суммарного сигнала UР относительно фазы сигнала
U2Р при изменении мощности излучения ИИ определится как
  arctg
sin 12
,
K РПИ  X K МП1S В1  ИИ   
cos 12 
K КПИ K МП2 K ФЦ S В2  ИИ   
(6)
или
  arctg
sin 12
S
cos 12  KK РПИ  X  В1
S В2
,
(7)
где
K
K МП1
.
K КПИ K МП2 K ФЦ
Коэффициент KРПИ(Х) не вносит дополнительной температурной
погрешности, так как основные параметры, определяющие данный
коэффициент, относятся к конструктивным, которые практически
остаются неизменными при изменении температуры окружающей среды в диапазоне  50 С [4].
235
Возможно появление погрешности при изменении коэффициентов
КМП1, KМП2, KФц. Влияние изменения параметров измерительной схемы
КМП1, KМП2, KФц на точность измерений достаточно полно освещено в
литературе [5, 6], поэтому с учетом указанных источников с достаточной точностью можно принять при изменении температуры в диапазоне  50 С КМП1=KМП21 % для операционного усилителя [6],
KФц0,5 % для RC-цепей [5]. Так как коэффициенты КМП1 и KМП2 в выражении (6) находятся в отношении, то с достаточной для инженерных
расчетов точностью можно считать, что изменение значения коэффициента K не превысит 1%. Непропорциональные изменения SВ1, SВ2
при изменении температуры окружающей среды приведут к дополнительной температурной погрешности (рис. 3, а).
Данные рассуждения справедливы и для случая, когда используется несколько ИИ и КПИ, так как на РПИ поступает усредненный по
мощности световой поток [3].
Пример 1. Определить температурную погрешность ОЭД, структурная схема которого приведена на рис. 1. Рассматривается наихудший вариант, когда мощность ИИ увеличивается на максимально возможное значение – на 30 % (для светодиодов типа 3Л107 Б), а параметр φ12 и значение сигнала U2 найдены для экспериментальной зависимости, приведенной на рис. 4, методом постепенного приближения.
Определено, что максимальная температурная погрешность, определенная по максимальному отклонению, для ОЭД c компенсационным
каналом равна 0,43 %, что в 28 раз меньше, чем в ОЭД без компенсационного канала.
Так как возможно появление погрешности при изменении коэффициентов КМП1, KМП2, KФц, то целесообразно элементы МП2 и Фц отнести из зоны воздействия дестабилизирующих факторов в более благоприятные условия. МП1 должен быть расположен в корпусе датчика,
так как он выполняет роль усилителя сигнала малого уровня UP(X),
передача которого без предварительного усиления по электрическому
кабелю не представляется возможным.
Так как непропорциональные изменения SВ1, SВ2 при изменении
температуры окружающей среды ведут к дополнительной температурной погрешности, то целесообразно использовать ПИ одного типа, у
которых знак ухода чувствительности одинаков, что ведет к частичной
температурной компенсации. На рис. 3 приведена векторная диаграмма, поясняющая способ компенсации температурной погрешности при
амплитудно-фазовом преобразовании сигналов, когда SВ1=SВ2.
Анализ выражения (7) показывает, что точность измерений параметра φ зависит от соотношения интегральных фоточувствительностей
236
SВ1 и SВ2 РПИ и КПИ. На практике разброс интегральной фоточувствительности от образца к образцу достигает 10–15 %, из-за чего для
практических схем подобрать фотоприемники с одинаковой чувствительностью невозможно, а также нецелесообразно. Поэтому изменение
чувствительности РПИ и КПИ при изменении температуры приведет к
дополнительной погрешности измерения.
Предлагается способ температурной компенсации при непропорциональных изменениях SВ1, SВ2, когда SВ1SВ2.
Вначале рассмотрим случай, когда при изменении температуры
окружающей среды мощность ИИ не изменяется, а интегральные фоточувствительности РПИ и КПИ изменяются неравнопропорционально, то есть S1S= К1SSВ1, S2S= К2SSВ2, где К1S, К2S – коэффициенты пропорциональности ухода чувствительности РПИ и КПИ соответственно.
Тогда сигналы U1(X) и U2 примут соответственно значения U1S(X) и
U2S, определяемые выражениями (8) и (9) (рис. 3, а):
(8)
U1S  X   K РПИ  X K МП1K1S SВ1 ,
U 2 S  K КПИ K МП2 K Фц K 2S S В2 ,
(9)
В этом случае фаза φS суммарного сигнала US относительно фазы
сигнала U2S при изменении чувствительности фотоприемников определится как
sin 12
,
(10)
S  arctg
K S
cos 12  KK РПИ  X  1S В1
K 2 S S В2
Так как К1S  К2S , то φ  φS.
Таким образом, неравнопропорциональные изменения интегральных фоточувствительностей РПИ и КПИ при неизменной мощности
излучения ИИ приведут к температурной погрешности φS =φ–φS,
определяемой выражением (11):
sin 12
.
 arctg
K1S S В1
S
cos 12  KK РПИ  X  В1
cos 12  KK РПИ  X 
S В2
K 2 S S В2
Пример 2. Определить температурную погрешность ОЭД, структурная схема которого соответствует, приведенной на рис. 1. Рассматривается вариант, когда мощность ИИ не меняется, а интегральная
чувствительность одного из ПИ (например, РПИ) увеличивается на
максимально возможное значение (на 15 %), а другого – КПИ – остается неизменной. Остальные параметры соответствуют параметрам,
приведенным в примере 1. Определено, что приведенная температурная погрешность для рассмотренного случая равна 6,9 %.
 S  arctg
sin 12
237
238
Рис. 3. К пояснению способа температурной компенсации при SВ1=SВ2
На практике при изменении температуры изменяется чувствительность как РПИ, так и КПИ, причем, как правило, для конкретного датчика используют фотоприемники одного типа. Поэтому чувствительность у них уходит в одну сторону, то есть происходит некоторая температурная компенсация, и φS несколько меньше, чем в случае, рассмотренном в примере 2.
В вышеприведенных рассуждениях было сделано предположение,
что освещенность РПИ и КПИ незначительна, поэтому фототок, протекающий через сопротивление нагрузки, линейно зависит от светового потока. В действительности же данное предположение справедливо
для РПИ, на которые поступает отраженный световой поток, поэтому
их освещенность незначительна. Освещенность же КПИ значительно
больше, так как его располагают в непосредственной близости
от ИИ (с целью исключения дополнительного усиления). Поэтому
между фототоком и световым потоком существует некоторая нелинейная зависимость, то есть при изменении светового потока ИИ на
значение ±Ф справедливо
U 2 P  K КПИ K МП2 K ФЦ S В2 f   0 ,
(12)
где f   – некоторая нелинейная функция, зависящая от светового потока ИИ.
Тогда
sin 12
,
(13)
 P  arctg
S
cos 12  KK РПИ  X  f   В1
S В2
то есть при изменении мощности излучения ИИ при К1S  К2S появится погрешность φР=φ–φР, определяемая выражением (14)
(рис. 4):
 P  arctg
sin 12
S
cos 12  KK РПИ  X  f   В1
S В2
 arctg
sin 12
cos 12  KK РПИ  X 
S В1
S В2
To обстоятельство, что при изменении температуры окружающей
среды появятся погрешности φР и φS, положено в основу следующего способа температурной компенсации.
С целью уменьшения температурной погрешности необходимо,
чтобы φР = –φS, то есть изменения фазы φ суммарного сигнала
U(Х), вызванные изменением мощности излучения источника излучения и изменением фоточувствительности приемников излучения, были
взаимно скомпенсированы (рис. 4, б).
239
240
Рис. 4. К пояснению способа температурной компенсации при SВ1SВ2.
С учетом выражений (10) и (13) можно записать
arctg
sin 12
S
cos 12  KK РПИ  X  f   В1
SВ2
 arctg
sin 12
cos 12  KK РПИ  X 
K1S SВ1
K 2 S SВ2
.
Откуда для полной температурной компенсации должно выполняться равенство
K1S
  f   .
K2S
Указанное равенство возможно в том случае, если при изменении
температуры окружающей среды мощность излучения ИИ и отношение изменения фоточувствительностей ПИ будут изменяться в противоположные стороны, например, при увеличении температуры окружающей среды мощность ИИ увеличится, а отношение фоточувствительностей ПИ уменьшится. Подобного равенства можно добиться
путем изменения соотношения количества РПИ и КПИ, а также путем
изменения положения КПИ относительно ИИ (например, приближая
их к ИИ или, наоборот, удаляя).
Таким образом, учитывая вышеприведенные рассуждения, с точки
зрения повышения точности измерения предпочтительно в качестве
опорного сигнала брать компенсационный сигнал U2.
Если датчик построен по схеме, приведенной в работе [3], то для
полной температурной компенсации необходимо, что выполнялось
условие (16):
arctg
sin 12
cos 12  KK РПИ  X  f  
S В1

4
 K КПИi SВ2
i 1
 arctg
sin 12
cos 12  KK РПИ  X 
K1S S В1
4
K 2 S  K КПИi S В2
i 1
Все вышеприведенные рассуждения для данного случая справедливы.
Таким образом, снижения температурной погрешности ОД можно
добиться следующим образом:
– применением амплитудно-фазового преобразования сигналов,
– введением в ОД дополнительного компенсационного канала,
241
– при использовании РПИ и КПИ одного типа,
– путем изменения количественного соотношения ИИ и ПИ,
– изменением положения КПИ относительно ИИ.
Новый способ температурной компенсации позволит снизить температурную погрешность до 1–2 %.
Литература
1 Иванов В.И., Аксенов А.И., Юшин А.М. Полупроводниковые
оптоэлектронные приборы: Справочник. – М.: Энергоатомиздат, 1988.
2 Патент РФ № 1260664, МПК6 G 01 В 7/00. Способ преобразования перемещение-фаза /Опубл. 30.09.86, Бюл. № 36.
3 Бадеев А.В., Мурашкина Т.И. Оптоэлектронный датчик перемещений // Датчики и системы, 2003, №5. – С.30–32.
4 Бадеев А.В. Математическая модель функции преобразования
оптоэлектронного датчика перемещений // Датчики систем измерения,
контроля, и управления: Межвуз. сб. науч. тр. – вып.23 (2003) – Пенза:
Изд-во Пенз. гос. ун-та., 2003. – С. 126–132.
5 Колтик Е.Д Фазосдвигающие устройства. – М.: Изд-во стандартов. – 1981.
6 Шило В.Л. Линейные интегральные схемы в радиоэлектронной
аппаратуре. – М.: Сов. радио, 1979.
Авторы
Бадеев Александр Валентинович – аспирант кафедры Приборостроение
Пензенского государственного университета
Мурашкина Татьяна Ивановна – д.т.н., профессор кафедры Приборостроение Пензенского Государственного университета.
Серебряков Дмитрий Иванович – аспирант кафедры Приборостроение
Пензенского государственного университета
Россия, 440026, Пенза, ул. Красная, 40.
Тел. (841-2) 56-06-96.
Пивкин Александр Григорьевич – генеральный директор ОАО “НИИ Вычислительной техники”, ООО “НИИВТ-РУСИЧИ-ФАРМА”, к.т.н.
Россия, 440026, Пенза, ул. Лермонтова, 3.
Тел. (841-2) 55-20-47, факс (841-2) 55-19-03
242
Пивкин А.Г.
Метрологический анализ
дифференциальных волоконно-оптических
датчиков давления аттенюаторного типа
На основании обобщенного подхода к метрологическому анализу
волоконно-оптических датчиков (ВОД) можно провести анализ любого типа ВОД [1]. Как показано в [2], дифференциальное управление
световым потоком позволяет значительно снизить влияние на точность
измерений неинформативных параметров внешней среды и изгибов
волоконно-оптического кабеля (ВОК). Достаточно просто реализовать
дифференциальную схему преобразования сигналов можно в ВОДД
аттенюаторного типа. C учетом вышесказанного проведен метрологический анализ разработанного автором дифференциального ВОДД
аттенюаторного типа.
На рис. 1 приведены конструктивная, структурная и функциональная схема такого датчика, включающего два измерительных канала.
Световой поток Ф0 источника излучения (ИИ) по подводящему оптическому волокну (ПОВ) направляется в сторону шторки с отверстием, закрепленной жестко на мембране (см. рис. 1, а). Мембрана под
действием измеряемого давления Р прогибается, шторка при этом
смещается относительно приемных торцов отводящих оптических волокон (ООВ) первого и второго измерительных каналов (ИК). Световые потоки Ф1’(X) и Ф2’(X) на выходе ООВ 1 и ООВ 2 первого и второго ИК при этом изменяются. Причем если сигнал в первом канале увеличивается на какое-то значение, то во втором канале уменьшается на
такое же значение. На приемниках излучения (ПИ) оптические сигналы преобразуются в электрические и далее поступают на схему вторичной обработки, например на делитель (см. рис. 1, б).
На функциональной схеме приняты следующие обозначения: SМ –
чувствительность мембраны; КШТ1, КШТ2 – коэффициенты преобразования первого и второго отверстий в шторке соответственно; SИИ –
чувствительность ИИ; КПОВ – коэффициент передачи оптического канала “ИИ – подводящее оптическое волокно”; КООВ1, КООВ2 – коэффициенты передачи первого и второго оптических каналов “шторка –
отводящее оптическое волокно” соответственно; SПИ1, SПИ2 – чувствительности первого и второго приемников излучения; КД – коэффициент
преобразования делителя.
Функция преобразования такого датчика будет иметь вид:
Y= РИИSМ КПОВ (КШТ1КООВ1SПИ1/КШТ2КООВ2SПИ2) КД Р,
где Y – выходная величина, P – измеряемое давление.
243
Рис. 1. Дифференциальный ВОДД аттенюаторного (шторочного) типа
а – конструктивная схема; б – структурная схема; в – функциональная схема
Метрологическая модель дифференциального ВОДД аттенюаторного типа представлена на рис. 2.
Приняты следующие обозначения:
1 – погрешность юстировки ИИ относительно ПОВ; 2, 3 4, 5 –
погрешности из-за неточности начальной установки шторки относительно ПОВ и ООВ; 6, 7 – погрешности из-за неточности юстировки
ПОВ и ООВ друг относительно друга в зоне измерения; М1, М2 – погрешности из-за неточности изготовления мембраны, вносимые в первый и второй измерительный каналы; ШТ1, ШТ2 – погрешности из-за
неточности изготовления шторки, вносимые в первый и второй измерительный каналы; 8, 9 – погрешности юстировки ООВ1 и ООВ2
относительно ПИ1 и ПИ2; 10, 11 – погрешности спектрального согласования ИИ и ПИ1 и ПИ2; лш1, лщ2 – погрешности линейности функ244
245
Рис. 2 Метрологическая модель дифференциального ВОДД аттенюаторного типа
ций преобразования оптического сигнала на отверстии шторки первого
и второго ИК; лм1, лм2 – погрешности линейности функций преобразования мембраны первого и второго измерительных каналов; Sм –
погрешность чувствительности мембраны, обусловленная изменением
ее параметров при изменении температуры окружающей среды, механических воздействий и т.п.; КШТ1, КШТ2 – погрешности, вносимые в
первый и второй измерительный каналы, от прогиба шторки при воздействии на нее поперечных возмущающих сил и изменения длины
шторки под действием температуры; КПОВ, КООВ1, КООВ2 – погрешности, обусловленные изменением светопропускания ПОВ и ООВ, при
изгибах ВОК, механических воздействий и т.п.; SИИ – погрешность,
обусловленная изменением мощности и диаграммы излучения ИИ при
изменении температуры окружающей среды, напряжения питания и
т.п.; SПИ1, SПИ2 – погрешность от изменения интегральной токовой
чувствительности первого и второго ПИ при изменении температуры
окружающей cреды, напряжения питания и т.п.; 1(), 2() – погрешность спектрального согласования ИИ и ПИ1 и ПИ2 соответственно при изменении температуры окружающей среды; КД – погрешность коэффициента преобразования делительного устройства
при изменении температуры окружающей среды и напряжения питания.
Номинальные функции преобразования:
– первого измерительного канала
IН1=SМРИИКШТ1КПОВКООВ1SПИP,
(1)
– второго измерительного канала
IН2=SМРИИКШТ2КПОВКООВ2SПИP,
(2)
В соответствии с метрологической моделью датчика реальные
функции преобразования будут иметь вид:
– первого измерительного канала:
IР1=SМ(1+SМ)SИИ(1+SИИ)[(1+КПОВ)(1+КПОВ)]
[(ЛМ1+2+М1+КШТ1)(1+КШТ1)][(4+6+ЛШ1+ШТ1+КООВ1)
(1+КООВ1)][(1+1()][(8+10+SПИ1)(1+SПИ1)]P,
– второго измерительного канала:
(3)
IР2=SМ(1+SМ)SИИ(1+SИИ)[(1+КПОВ)(1+КПОВ)]
[(ЛМ2+3+М2+КШТ2)(1+КШТ2)][(5+7+ЛШ2+ШТ2+КООВ2)
(1+КООВ2)][(1+2()][(9+11+SПИ2)(1+SПИ2)]P.
246
(4)
Погрешность преобразования каждого из каналов определится следующим образом:
I1 = IР1 – IН1, I2 = IР2 – IН2,
или с учетом выражений (1) – (4):
I1 = КПОВ1+КШТ1(ЛМ1+2+М1)+КООВ1(4+6+ЛШ1+ШТ1)+
+SПИ1(8+10)+(SИИ)SИИ+(КПОВ)КПОВ+[1()]1()+
+[SМ+КШТ1+КООВ1 +SПИ1]P,
I2 = КПОВ1+КШТ2(ЛМ2+3+М3)+КООВ2(5+7+ЛШ2+ШТ2)+
+SПИ2(9+12)+(SИИ)SИИ+(КПОВ)КПОВ+[2()]2()+
+[SМ+КШТ2+КООВ2 +SПИ2]P.
Мультипликативная составляющая погрешности равна:
– первого измерительного канала
2
2
2
2
2
,
J1  PИИ
 KПОВ
 SМ2  К ШТ1
 КООВ1
 12   SПИ1
– второго измерительного канала
2
2
2
2
2
,
J 2  PИИ
 KПОВ
 SМ2  КШТ2
 КООВ2
 22   SПИ2
аддитивная составляющая погрешности:
– первого измерительного канала
J1 = КПОВ1 + КШТ1(ЛМ1 + 2 + М1) +
+КООВ1(4 + 6 + ЛШ1 + ШТ1) + SПИ1(8 + 10),
– второго измерительного канала
J1 = КПОВ1 + КШТ2(ЛМ2 + 3 + М3) +
+КООВ2(5 + 7 + ЛШ2 + ШТ2) + SПИ2(9 + 12),
нелинейная составляющая:
– первого измерительного канала
JЛ1 = КШТ1(ЛМ1+М1) + КООВ1ЛШ1,
– второго измерительного канала
JЛ2 = КШТ2(ЛМ2+М2) + КООВ2ЛШ2.
Аддитивная и нелинейная составляющие погрешности не влияют
на результат измерений, если в нормативно-техническую документацию вносится градуировочная характеристика датчика, смещенная
вдоль оси ординат относительно номинальной функции преобразования на аддитивную погрешность. Если в документацию внесена номинальная функция преобразования в виде аналитической зависимости,
247
то необходимо учитывать данные погрешности, например при обработке результатов измерений, с целью их исключения.
Причины возникновения погрешности 1 подробно рассмотрены в
работе [3]. Самую большую погрешность (до 10 %) могут внести радиальные рассогласования ИИ и ПОВ. Продольные и угловые рассогласования вносят незначительную погрешность (не более 1 %), если не
превышают 10 % от диаметра жгута.
Погрешность 5 практически равна нулю, так как площадь торца
жгута ООВ значительно меньше площади приемной светочувствительной площадки ПИ.
Погрешности 1 – 5 могут быть существенно снижены в процессе
сборки датчиков точной юстировкой элементов конструкции.
Погрешности 6 и 7 из-за неточности юстировки ПОВ и ООВ друг
относительно друга в зоне измерения несущественны, если ООВ1 и
ООВ2 смещены относительно ПОВ в противоположные стороны, в
противном случае они могут достигнуть 10 %.
Погрешности 8, 9 юстировки ООВ первого и второго ИК относительно ПИ первого и второго ИК соответственно практически равны
нулю, так как площадь торца жгута ООВ значительно меньше площади приемной светочувствительной площадки ПИ.
Погрешности 10 и 11 спектрального согласования ИИ и ПИ несущественны, если правильно подобраны пары “источник излучения –
приемник излучения (первого и второго измерительных каналов соответственно)”, если диапазон длины волны излучения ИИ соответствует
диапазону спектральной чувствительности ПИ. Например, анализ
спектральных характеристик инфракрасного светодиода 3Л107Б и фотодиодов КФДМ, ФД-19КК, ФД-32К, показал, что спектральная характеристика интегральной чувствительности фотодиода ФД-32К не соответствует спектральной характеристике светодиода 3Л107Б, то есть
коэффициент спектрального согласования () практически равен нулю. Спектральный диапазон фотодиода ФД-19КК частично совпадает
со спектром светодиода 3Л107Б, и коэффициент спектрального согласования составляет ()0,5. Лучшей парой светодиоду 3Л107Б по
коэффициенту спектрального согласования можно считать фотодиод КФДМ, спектральный диапазон чувствительности которого полностью перекрывает диапазон излучения светодиода 3Л107Б. В этом
случае ()1.
Мультипликативная погрешность () спектрального согласования источника и приемников излучения при изменении температуры
окружающей среды в диапазоне  50 С может достигать 25–30 %
248
(например, для пары светодиод 3Л107Б – фотодиод ФД-19КК). Но она
может быть существенно снижена, если использовать двухплощадочные фотодиоды, каждая из светочувствительных площадок которых
включена в один из измерительных каналов дифференциальной схемы,
к которой подведены ООВ соответствующих измерительных каналов.
Погрешности из-за неточности изготовления шторки ШТ1 и ШТ2
сравнимы с вышеперечисленными погрешностями по значимости.
Уменьшить данные погрешности можно конструктивным путем, применяя совершенную технологию изготовления (например, травление
каналов для крепления ОВ относительно друг друга и шторки в единой
несущей детали), а при изготовлении шторки, прибегнув к дорогим
технологическим приспособлениям, обеспечивающим точное формирование отверстий в шторке. В то же время данные погрешности можно существенно снизить в процессе настройки датчика юстировкой
ПОВ относительно отверстий в шторке и ООВ. Пожалуй, самым
сложным в процессе сборки ВОП будет точная юстировка ОВ относительно отверстий в шторке, так как сама шторка тем или иным образом
должна быть закреплена на мембране, к габаритно-посадочным размерам которой, в свою очередь, предъявляются достаточно жесткие требования. С этой точки зрения целесообразно формировать мембрану и
шторку как единое целое путем травления, например, используя кремниевые заготовки.
Тем же способом могут быть существенно снижены погрешности
из-за неточности изготовления мембраны М1 и М2. Кроме того, данные погрешности могут быть исключены в процессе настройки путем
точной юстировки ОВ относительно шторки.
Погрешность чувствительности мембраны Sм, обусловленная изменением ее параметров при изменении температуры окружающей
среды, воздействии ударов, вибраций, линейных ускорений и т.п., в
первую очередь, обусловлена тем, что увеличивается неинформативный прогиб мембраны и, соответственно, происходит смещение отверстий шторки относительно ОВ в направлении Z. Чтобы снизить влияние данной причины на результат измерения предпочтительной следует считать шторку, когда ООВ расположены на одной оси Y относительно ПОВ, тогда дифференциальное исполнение ВОП приведет к
равнопропорциональным изменениям оптического сигнала в двух каналах. Такое расположении ООВ также позволяет снизить погрешности КШТ1, КШТ2, которые проявляются при воздействии на шторку
поперечных механических воздействий, при этом последняя испытывает прогиб, и, соответственно, изменяются расстояния от шторки
до ПОВ и ООВ.
249
Мультипликативные погрешности КПОВ, КООВ1, КООВ2, обусловленные изменением светопропускания ПОВ и ООВ при неинформативных изгибах ВОК, воздействии ударов, вибрации, линейного ускорения и т.д. в дифференциальной схеме практически исключены, если
все волокна расположены в одном жгуте и испытывают одинаковые
внешние воздействия: климатические и механические. Здесь необходимо сделать оговорку, что вышесказанное справедливо, если изгибы
волокна незначительны (не менее 10-и диаметров волокна). Большие
изгибы ВОК вызывают существенное снижение интенсивности светового потока, поступающего в зону измерений, сравнимому с минимальным уровнем информативного сигнала. Поэтому при изготовлении и эксплуатации ВОД необходимо принять все возможные конструктивно-технологические меры для исключения неинформативных
изгибов ВОК [3].
Мультипликативные погрешности SИИ, SПИ1, SПИ2 при изменении
параметров окружающей среды могут достигать 30, а в отдельных
случаях 50 % от результата измерений, если не принять соответствующих мер. Но так как они носят систематический характер, поэтому
могут быть исключены тем или иным способом. В литературе [например, 1-3] достаточно подробно освещены вопросы снижения этих погрешностей с помощью различных схемотехнических решений: дифференциальное исполнение измерительной схемы датчика, введение
дополнительных схем коррекции и т.п. Погрешности 1 и SИИ в дифференциальной схеме, если используется одно ПОВ, практически равны нулю, так как на выходе ПОВ диаграмма излучения симметричная
круговая, а изменение интенсивности светового потока ведет к пропорциональному изменению сигналов первого и второго измерительных каналов. Если используются фотодиоды дифференциального типа,
когда к одной светочувствительной площадке подведено первое ООВ,
а ко второй – второе ООВ, то погрешности SПИ1, SПИ2 также несущественны.
Погрешности преобразований каждого из каналов без учета погрешностей, которыми можно пренебречь, будут определяться следующими выражениями:
I1 = КШТ1(ЛМ1+2+М1)+КООВ1(4+6+ЛШ1+ШТ1)+SМP,
I2 = КШТ2(ЛМ2+3+М3)+КООВ2(5+7+ЛШ2+ШТ2)+SМP,
а реальная функция преобразования запишется
YР = SМ(1+SМ) SИИКПОВКД(1+КД)UПР(КШТ1+ЛМ1+2+М1)SПИ1
 (КООВ1+ +4+6+ЛШ1+ШТ1)/(КШТ2+ЛМ2+3+М3) SПИ2
 (КООВ2+5+7+ЛШ2+ШТ2).
250
Очевидно, что в дифференциальной схеме ЛМ1 ЛМ2, 2 3,
М1М2, 4 5, 6 7, ЛШ1  ЛШ2, тогда
YР = SМ(1+SМ)SИИКПОВ
КШТ1SПИ1(КООВ1+ШТ1)/КШТ2SПИ2(КООВ2+ШТ2)КВУ(1+КВУ)UПР.
По литературным
ет 0,25% [3].
источникам
погрешность
КВУ
(5)
составля-
Погрешность SМ может быть снижена, если использовать для изготовления мембраны высокостабильные металлы с малым коэффициентом температурного расширения, например сплав 36НХТЮ.
Таким образом, остаются неисключенными погрешности ШТ1,
ШТ2, обусловленные неточностью изготовления шторки, которые, как
говорилось выше, можно снизить конструктивно-технологическим
путем, что ведет к некоторому удорожанию подобного датчика.
Таким образом, метрологический анализ дифференциальных ВОДД
аттенюаторного типа показал, что дифференциальная схема позволяет
существенно снизить большинство погрешностей таких ВОДД.
Литература
1. Пивкин А.Г. Обобщенный подход к метрологическому анализу
волоконно-оптических датчиков / Е.А. Бадеева, А.В. Гориш,
А.Г. Пивкин // Информационно-измерительная техника, экология и
мониторинг: Науч. тр. – Вып. 6 (2003). – М.: МГУЛ, 2003. – С. 255-257.
2. Пивкин А.Г. Математическая модель волоконно-оптического
преобразователя аттенюаторного типа // Информационно-измерительная техника, экология и мониторинг: Науч. тр. – Вып. 6 (2003). –
М.: МГУЛ, 2003. – С. 268-274.
3. Мурашкина Т.И., Волчихин В.И. Амплитудные волоконно-оптические датчики автономных систем управления: Монография. – Пенза:
Изд-во Пенз. гос. ун-та, 1999. – 173 с.
Автор
Пивкин Александр Григорьевич – генеральный директор ОАО “НИИ Вычислительной техники”, ООО “НИИВТ-РУСИЧИ-ФАРМА”, к.т.н.
Россия, 440026, Пенза, ул. Лермонтова, 3.
Тел. (841-2) 55-20-47, факс (841-2) 55-19-03.
251
Костоусов М.В.
Измерительный преобразователь
параметров датчиков, применяемых в ИС
В настоящее время разработан ряд измерительных преобразователей для резистивно-емкостного датчика (РЕД) на основе релаксационных генераторов. Общим недостатком этих преобразователей является
зависимость результата измерений от ряда факторов, таких как температура, влажность, а также существенное влияние значения емкости
связи РЕД на результат измерений.
В качестве путей уменьшения влияния указанных факторов могут
быть применены известные методы термостатирования, герметизации,
а также компенсации дестабилизирующих факторов путем рациональных схемотехнических решений.
Одним из возможных вариантов решения задачи преобразования параметров РЕД может служить разработанный измерительный преобразователь, описанный ниже. Структурная схема предлагаемого преобразователя представлена на рис. 1.
3
4
5
1
РЕД
6
3
7
1
2
2
Рис. 1. Структурная схема
Она содержит резистивно-емкостной датчик (РЕД), компаратор 1,
источник опорного напряжения 2, инвертор в цепи питания датчика 3,
блок установки режима работы 4, согласующее сопротивление 5, согласующий повторитель 6, частотозадающую цепь 7. Датчик включен
в цепь обратной связи для уменьшения дополнительной погрешности
измерений.
Резистивно-емкостной датчик при реализации такого измерительного преобразователя можно представить эквивалентной схемой,
изображенной на рис 2. РЕД имеет, как известно, резистивный слой и
252
емкость связи. В нашем случае резистивный элемент разбит на две
зоны путем введения в схему дополнительного (подбирается при
настройке) сопротивления, соизмеримого по значению с собственным
сопротивлением резистивного слоя РЕД. Это сделано для того, чтобы
сохранить диапазон изменений сопротивлений плеч РЕД. В таком случае в точке соединения дополнительного сопротивления с собственным резистивным слоем РЕД получаем нулевой потенциал при описанной схеме питания датчика.
Roп
Ro-Rx
Rx
2
1
Ссв
3
Рис 2. Эквивалентная схема РЕД.
Работу предлагаемого преобразователя удобнее всего пояснить по
структурной схеме (см. рис. 1.). Напряжение с выхода компаратора 1
поступает одновременно на согласующее сопротивление 5, второй
вход РЕД и вход инвертора 3. На первый вход РЕД сигнал поступает с
выхода инвертора 3 через блок установки режима работы 4. С вывода 3 РЕД снимается сигнал, зависящий от положения подвижного контакта датчика. Этот сигнал поступает на согласующий повторитель 6.
С выхода согласующего повторителя сигнал поступает на частотозадающую цепь. При достижении напряжения на выходе частотозадающей цепи значения, равного опорному напряжению с выхода источника опорного напряжения 2, компаратор 1 переключается в противоположное состояние, и процесс повторяется. Причем частота следования
импульсов зависит от положения подвижного контакта датчика. Компенсация влияния емкости связи достигается за счет того, что с выхода
РЕД снимается сигнал, представляющий собой суперпозицию прямого
и инверсного сигналов реакции РЕД на энергетическое воздействие.
Как прямая, так и инверсная составляющая выходного сигнала с РЕД
претерпевает изменение за счет влияния емкости связи, однако с противоположными знаками.
Проведенные исследования серийно выпускаемого датчика давления масла и резистивно-емкостного датчика совместно с предлагаемым преобразователем показали существенное превосходство датчика
с бесконтактным съемом сигнала по таким параметрам как линейность
преобразования и повторяемость результатов измерений. Результаты
исследований представлены в виде графиков (рис. 3).
253
F (кГц)
U (В)
50 1,8
40 1,6
30 1,4
20 1,2
1
2
3
4
5
6
Серийный датчик
РЕД
Рис. 3
Изображенные на рис 3 кривые зависимостей соответствуют: пунктирные – серийно выпускаемому датчику давления, выполненному в
виде переменного проволочного резистора и применяемому в автомобилях УАЗ, сплошные – РЕД, выполненному на базе того же датчика
давления, где проволочная намотка заменена на керамическую подложку с резистивным слоем, а подвижный контакт выполнен в виде
металлической пластины, расположенной на расстоянии порядка 1 мм
от поверхности подложки.
Предложенный преобразователь может быть использован также
для измерений параметров резистивных термодатчиков в составе ИС
пожарной сигнализации и в системах установки и поддержания заданной температуры. Для изготовления преобразователя использовались
операционные усилители К544УД2, К544УД1. С незначительным
ухудшением эксплуатационных характеристик допускается использование ОУ серии КР. Подстроечные резисторы в схеме преобразователя – любые не проволочные. Особое внимание при изготовлении преобразователя следует обратить на тип применяемых в схеме конденсаторов. Хорошо себя зарекомендовали конденсаторы с малым температурным коэффициентом емкости – К73-17.
Автор
Костоусов Максим Валерьевич – инженер кафедры “Радиотехника и радиоэлектронные системы” Пензенского государственного университета
Россия, 440026, Пенза, Красная, 40
Тел. (841-2) 36-82-17 E-mail: kostousov@bk.ru
254
Мартяшин В.А., Окунев Е.А.
Измерение спектральных параметров
экспоненциальных видеоимпульсов
с использованием ПЭВМ
Проблема получения информации о спектральных параметрах экспоненциальных видеоимпульсов (ЭВИ) возникает в связи с аппаратурной реализацией анализатора. По существу, как отмечает Харкевич А.А. [1], для анализа спектра непериодических явлений может
применяться только метод одновременного анализа, причём показания
анализатора (при использовании реальных резонаторов с затуханием)
зависят от того, в какой момент времени после t≥tи оно будет отсчитано. Т.к. теоретически значение tи стремится к бесконечности, предлагается создание анализатора с одинаковым для всех резонаторов показателем затухания βк. При этом условии спектр (форма огибающей
спектра) не искажается, а изменяется только масштабный коэффициент, что не существенно при условии, что отсчёт по всем входам анализатора берётся одновременно. Очевидно, что в этом случае анализатор даёт нам не спектр исследуемого импульса, а спектр некоторой
взвешенной функции exp(–βKt)[Umexp(–αt)]. Физически картина аналогична и при использовании цифровых фильтров, т.к. их параметры с
точки зрения времени установления, сдвига фазы и т.п. практически
идентичны соответствующим характеристикам эквивалентных аналоговых фильтров.
Очевидно, что быстродействие таких анализаторов будет низким,
т.к. определяется длительностью исследуемых ЭВИ. Сопоставимым
быстродействием обладает и анализатор на основе быстрого преобразования Фурье.
Теоретически спектральная плотность ЭВИ

S ( j )  U m  e  (  j )t dt 
t0
t 
Um
Um
e  (  j )t

t  0   j
  j
(1)
есть комплекснозначная функция S(jω)=S(ω)∙exp[jψ(ω)], имеющая модуль (амплитудный спектр)
S ( ) 
Um
 2  2
(2)
и аргумент (фазовый спектр)
 ( )   arctg
255
.

(3)
Аппаратурная реализация (2) и (3) на основе [2] позволяет в реальном масштабе времени получить амплитудный и фазовый спектр ЭВИ
в сколь угодно большом количестве точек.
Предположим (произвольно), что S(ω) и ψ(ω) необходимо определить для ω=(0;1;2;6;8)α, при этом
S ( ) 0 

S ( )   0,707
S ( ) 2
S ( ) 4






Um
Um

U
 0,447 m

U
 0,242 m

S ( ) 6  0,164
Um
S ( )  8  0,124

Um

(4)
Принцип действия быстродействующего ИП амплитудного спектра
ЭВИ в напряжение, структурная схема которого изображена на рис. 1,
особых пояснений не требует.
Рис. 1. Структурная схема
Зафиксированные после аналого-цифрового преобразователя значения отношения
Um

и зависимости (4) являются входными данными
для ПЭВМ. После обработки этих данных на дисплее ПЭВМ строится
график зависимости S ( ) .
256
Аппаратурные затраты при реализации таких ИП также вполне
приемлемы – они при прочих равных условиях во много раз меньше
классических решений.
Очевидно, что аналогичным образом может быть получена информация о фазовом спектре ЭВИ, а так же данной методике можно определить энергетический спектр исследуемого ЭВИ W ( ) 
U m2
.
 2 2
При этом не составляет труда вывести на дисплее ПЭВМ графики
зависимостей S ( ) ,  ( ) и W ( ) в одной системе координат.
Литература
1. Харкевич А.А. Спектры и анализ – М: Физматгиз, 1962.
2. Мартяшин В.А., Мартяшин А.И. Преобразователи спектральной
плотности экспоненциальных видеоимульсов. – Цифровая информационно-измерительная техника: Сборник науч. тр. Вып. 24. – Пенза:
изд-во Пенз. гос. ун-та, 2000.
Авторы
Мартяшин Виктор Александрович – аспирант кафедры “Радиотехника и
радиоэлектронные системы” Пензенского государственного университета
Окунев Евгений Александрович – аспирант кафедры “Радиотехника и радиоэлектронные системы” Пензенского государственного университета
Россия, 440026, Пенза, Красная, 40
Тел. (841-2) 36-82-17
257
Светлов А.В., Ушенин Д.А., Ушенина И.В.
Оценка погрешности преобразования
сопротивления электрических цепей в напряжение
Важнейшим узлом средств измерений параметров электрических
цепей (ЭЦ) является измерительная схема (ИС), осуществляющая преобразование сопротивления ЭЦ в напряжение. При моделировании ИС
обеспечение приемлемой для практики достоверности оценки погрешности такого преобразования возможно только при учете множества
факторов, характеризующих неидеальность элементной базы ИС и
формирователя входного воздействия, нестабильность параметров
схемы при изменении внешних условий, наличие изменяющихся во
времени паразитных связей, помех и т. д. Одновременно учесть такое
большое число параметров позволяют средства схемотехнического
моделирования PSpice, OrCAD и др. Ниже рассматриваются особенности методики оценки погрешности преобразования сопротивления ЭЦ
в напряжение по результатам моделирования с применением названных пакетов программ.
Предложенная авторами методика основана на сопоставлении полученных в результате моделирования выходного напряжения модели
ИС с реальной передаточной функцией U в ы х t  и выходного напряже-
ния модели ИС с номинальной передаточной функцией U в ы х н о м t  .
Абсолютная погрешность преобразования находится как разность текущих значений этих напряжений:
 U в ы х t   U в ы х t   U в ы х н о м t  .
(1)
График зависимости относительной погрешности преобразования
 U в ы х t  
 U вы х t 
U вы х ном t 
 100 %
(2)
от времени можно получить, проводя вычисления в соответствии с (2)
непосредственно в программе графического представления результатов
моделирования Probe при условии задания такого интервала времени
вывода графика, в пределах которого U в ы х н о м t  не обращается в
ноль.
Вид напряжения U в ы х t  зависит от способа построения ИС и вида
входного воздействия. При построении аппаратно-программных комплексов для определения параметров множества ЭЦ различных конфигураций с разным числом элементов, параметры которых изменяются в
широких пределах, многофункциональность может быть обеспечена
путем использования алгоритмов анализа переходного процесса в ИС
258
при воздействии на нее несинусоидального напряжения. С помощью
одной ИС определенной топологии невозможно обеспечить требуемые
энергетические режимы преобразования сопротивлений ЭЦ широкой
номенклатуры. Для выбора требуемого энергетического режима преобразования (при заданном токе или при заданном напряжении) приходится в ИС изменять место включения исследуемой цепи с сопротивлением Z x и опорного элемента с сопротивлением Z 0 – либо в
цепи отрицательной обратной связи операционного усилителя (ОУ) в
инвертирующем включении, либо или в его входной цепи (рис. 1, а).
При преобразовании в напряжение малых сопротивлений (например,
при измерении параметров катушек индуктивности), вместо подключения к выходу ОУ дополнительных транзисторных каскадов усиления мощности, целесообразно использовать источники тока, управляемые выходным напряжением формирователя опорного сигнала (ИТУН на рис. 2, а). При использовании однополярного импульсного входного воздействия для стабилизации режима ОУ по постоянному току требуется периодический разряд емкостей в цепи его отрицательной обратной связи с помощью аналогового ключа (Кл). На выходе ИТУН ключ замыкается в конце цикла измерения для устранения
выбросов напряжения противоположной полярности, возникающих за
счет ЭДС самоиндукции в катушке индуктивности, питаемой импульсами тока.
Модель ИС с реальной передаточной функцией строится с учетом
неидеальности элементной базы. Для представления микросхем аналоговых ключей и ОУ используются макромодели, учитывающие их основные статические и динамические параметры. В частности, используемые авторами при макетировании ИС быстродействующие ОУ
OPA655 при моделировании представляются макромоделью, разработанной производителем (Burr-Brown Corp.). При описании входного
воздействия учитывается длительность фронтов импульсов. В состав
модели ИС могут быть включены паразитные емкости печатной платы.
Кл
Z 0 (Z x )
I V 1a
Z x (Z 0)
V1
IF1
U вых
ОУ
V1а
а
Z x (Z 0)
б
Рис. 1.
259
F1
U вых ном
Z 0 (Z x )
U вых
ИТУН
V1
IG1
Кл
Zx
V1а
а
Rн
G1
U вых ном
Zx
б
Рис. 2
Номинальная передаточная функция модели ИС получается при
условии идеальности параметров всех пассивных и активных элементов схемы. При формировании номинальной передаточной функции
ИС на основе ОУ (рис. 1, а) необходимо иметь возможность отобразить
как режим заданного напряжения при включении исследуемой ЭЦ во
входной цепи ОУ, так и режим заданного тока при ее включении в цепи
отрицательной обратной связи ОУ. Такие ИС предложено представлять
моделью, представленной на (рис. 1, б). Входная цепь ОУ моделируется при помощи независимого источника напряжения V1a и сопротивления, идентичных источнику V 1 и сопротивлению входной цепи ОУ в
схеме на рис. 1, а. Цепь отрицательной обратной связи ОУ моделируется при помощи линейного источника тока F 1 , управляемого током
(ИТУТ), и сопротивления, идентичного сопротивлению в цепи отрицательной обратной связи ОУ реальной ИС. Ток источника F 1 управляется током источника V1a с коэффициентом передачи K F1 :
I F 1 K F 1  I V 1a . При KF1  1 на выходе модели получается номинальное выходное напряжение ИС.
Модель ИС на основе ИТУН (рис. 2а) с номинальной передаточной
функцией приведена на рис. 2б, где G1 – линейный источник тока,
управляемый выходным напряжением независимого источника напряжения V1a , идентичного V 1 , с коэффициентом передачи K G1 , причем
I G1  V1a K G1 .
Использование предложенных моделей ИС позволяет исследовать
зависимости погрешностей преобразования сопротивления ЭЦ в
напряжение от различных влияющих факторов с целью оптимизации
режимов работы ИС и определения диапазонов измерения параметров
ЭЦ, исходя из заданного предела допускаемой погрешности.
Авторы
Светлов Анатолий Вильевич – зав. кафедрой “Радиотехника и радиоэлектронные системы” Пензенского государственного университета
Ушенин Дмитрий Алексеевич – аспирант кафедры “Радиотехника и радиоэлектронные системы” Пензенского государственного университета
Ушенина Инна Владимировна – аспирантка кафедры “Радиотехника и радиоэлектронные системы” Пензенского государственного университета.
Россия, 440026, Пенза, Красная, 40
Тел. (841-2) 36-82-17
260
Трундов А.В.
Автоматизация измерений
коэффициента усиления операционного усилителя
Для измерений параметров операционного усилителя (ОУ) используются достаточно сложные методики, реализация которых требует
больших затрат времени. В этой связи представляется актуальной задача автоматизации измерительных процедур при входном контроле
интегральных схем. В данной работе сформулированы требования к
узлам автоматизированного измерителя коэффициента усиления ОУ.
Метод измерений коэффициента усиления ОУ – отношения приращений значения выходного напряжения или тока операционного усилителя к вызвавшему это приращение значению входного напряжения
или тока – основан на измерении значения амплитуды переменного
напряжения низкой частоты (10 Гц) в суммирующей точке инвертирующего усилителя с единичным коэффициентом усиления при заданном
значении амплитуды входного переменного напряжения и последующем вычислении коэффициента усиления ОУ.
Диапазон возможных значений максимального коэффициента усиления для отечественных ОУ в соответствии со справочными данными
составляет от 20 дБ (К140УД13) до 120 дБ (К140УД27). В результате
экспериментальных исследований ОУ КР544УД2А было установлено,
что подаваемое на вход ОУ переменное напряжение должно иметь амплитуду не более 5 В. При большем значении амплитуды входного
напряжения в суммирующей точке ОУ наблюдались сильные искажения синусоидальной формы сигнала.
Считая, что амплитуда входного напряжения равна 5 В, в результате расчетов получим, что изменение значений амплитуд напряжений в
суммирующей точке для отечественных ОУ составит от 5 мкВ (при
KU  120 дБ ) до 500 мВ (при KU  20 дБ ) без учета влияния шумов и
напряжения смещения ОУ. При большом значении коэффициента усиления измерение амплитуды напряжения в суммирующей точке связано с большими трудностями из-за влияния входных сопротивлений и
емкостей измерительного вольтметра на работу исследуемого ОУ. Для
усиления полезного сигнала и развязки суммирующей точки и измерительного прибора рекомендуется использовать высококачественный
буферный усилитель переменного напряжения на операционном усилителе с малым значением напряжения смещения. Коэффициент усиления буферного усилителя должен быть выбран исходя из того, что
максимальное значение напряжения смещения в суммирующей точке
не должно вывести буферный усилитель в режим насыщения. Для оте261
чественных ОУ минимальное значение максимального выходного
напряжения составляет 10 В, поэтому выберем коэффициент усиления
буферного усилителя равным 20. Амплитуда напряжения на выходе
буферного усилителя для разных отечественных ОУ будет изменяться
от 100 мкВ до 10 В.
Для автоматизированного измерения коэффициента усиления ОУ
необходимо привести диапазон выходных напряжений буферного усилителя к диапазону входных напряжений АЦП. К примеру, 12разрядный АЦП в составе микроконтроллера MSP430F169 имеет диапазон входных напряжений (0 – 1,5) В. Данная задача может быть решена с использованием логарифмического усилителя, сжимающего
динамический диапазон напряжения, но более предпочтительно применение усилителя с программируемым коэффициентом усиления.
Из широкого круга усилителей с регулируемым коэффициентом усиления можно выбрать AD 628 с изменением коэффициента усиления
от 0,01 до 1000.
Сущность метода заключается в следующем. Изменяя коэффициент
усиления программируемого усилителя с помощью микроконтроллера,
получим на его выходе значение амплитуды переменного напряжения
равное 100 мВ. На вход АЦП должно поступать постоянное напряжение, поэтому необходимо перед ним установить выпрямитель переменного напряжения. Погрешность преобразования АЦП составит 0,18
%. Схема автоматизированного измерителя коэффициента усиления
операционного усилителя приведена на рис. 1.
R1 1 КОм
R2 19 КОм
Ku=0,01...1000
выпрямитель
АЦП
12 разр.
С1 4,7 мкФ
R3 10 КОм
R4 10 КОм
MSP430F169
5В
10Гц
SIN
Исследуемый
ОУ
Рис. 1. Схема измерений коэффициента усиления ОУ
в автоматическом режиме
262
Проведенные экспериментальные исследования подтвердили возможность реализации данного подхода.
Автор
Трундов Андрей Васильевич – аспирант кафедры “Радиотехника и радиоэлектронные системы” Пензенского государственного университета.
Россия, 440026, Пенза, Красная, 40
Тел. (841-2) 36-82-17
263
Доросинский А.Ю.
Проблемы метрологического обеспечения
при производстве АЦП
сигналов вращающегося трансформатора
Аналого-цифровые преобразователи (АЦП) сигналов вращающегося трансформатора (ВТ) широко применяются в составе измерительных систем и систем управления для измерения углового перемещения
различных объектов. Подобные преобразователи выпускаются в виде
микросхем (в интегральном и гибридном исполнении) и отдельных
функционально законченных устройств.
ФГУП “НИИ ЭМП” выпускает гибридные интегральные микросхемы АЦП ВТ (427ПВ2Т). Для данных преобразователей источником
входных сигналов является вращающийся трансформатор (ВТ) который является первичным датчиком углового перемещения и преобразует угол поворота вала в два переменных напряжения, амплитуда которых пропорциональна значениям синуса и косинуса входного угла.
На основе последовательного включения ВТ и АЦП ВТ можно получить канал преобразований углового перемещения в 16-ти разрядный
цифровой код.
ВТ и АЦП ВТ серийно выпускаются промышленностью независимо друг от друга и имеют свои метрологические характеристики, подлежащие нормированию, измерению и контролю. Для АЦП ВТ измеряемые метрологические характеристики регламентированы в [1].
В [2] регламентированы методы измерений погрешности АЦП ВТ.
Эти методы основаны на применении в измерениях “эталонных” ВТ,
которых, в строгом смысле этих терминов, не было и не существует
до сих пор.
Это объясняется тем, что большинство микросхем АЦП ВТ имеют
разрешающую способность на уровне шестнадцати разрядов и погрешность ± 2 е.м.р. (единицы младшего разряда), что в угловых единицах составляет ± 40''. Лучшие из существующих двухполюсных
одноотсчетных ВТ (например, ВТ-5) имеют погрешность не менее
± 30'' [4, 5], поэтому выбрать ВТ, удовлетворяющий требованиям
по точности для контроля погрешности АЦП ВТ невозможно.
Из вышесказанного можно сделать вывод о том, что применяемые ВТ вносят существенный вклад в погрешность АЦП ВТ, поскольку исключение погрешности ВТ из результата измерений не
предусматривалось.
В связи с этим возникает необходимость в решении задачи измерений и оценки точности АЦП ВТ таким образом, чтобы в
264
наибольшей степени определить истинные точностные возмо жности АЦП ВТ без учета других погрешностей, в первую очередь, от
ВТ.
Эта задача может быть решена двумя способами:
– исключить погрешность ВТ из погрешности АПЦ ВТ при измерении;
– создать генератор входных сигналов ВТ, погрешность которого была бы существенно меньше погрешности АЦП ВТ.
Для того чтобы решить задачу первым способом необходимо определить действительные значения погрешности ВТ, для чего необходимо собрать схему, состоящую из образцового датчика задания угла (ДЗУ) генератора синусоидального сигнала (ГСС) и вольтметра переменного напряжения (ВПН) для измерений амплитуды выходного
напряжения синусной и косинусной обмоток. Структурная схема данной установки представлена на рисунке 1.
Канал косинуса
ГСС
ВТ
ДЗУ
Канал синуса
ВПН
Рис. 1. Структурная схема измерений погрешности ВТ
За погрешность ВТ принимается отклонение коэффициента трансформации от номинального значения при заданном положении ротора ВТ для синусной и косинусной выходных обмоток. Достаточное
количество точек, в которых необходимо контролировать погрешность ВТ определяется исходя из того, что погрешность “эталонного”
датчика сигналов для АЦП ВТ согласно [3] должна быть не более 0,3
от погрешности измеряемой величины, а значит, не должна превышать ± 12''. Отсюда количество точек, в которых необходимо определить значение погрешности ВТ, равно:
n
360
 109091 ,
0,0033
(1)
Это составляет семнадцать двоичных разрядов. Большинство современных оптических угломерных устройств (кодирующие диски,
делительные головки и т.д.) обеспечивают требуемую разрядность и,
соответственно, точность. Основная сложность состоит в измерении
реального значения коэффициента трансформации ВТ с требуемой
точностью. Оценим максимально допустимую погрешность, которую
265
должен иметь ВТ исходя из требований по точности, предъявляемой к
измерению погрешности АЦП ВТ.
Как известно [1], функция преобразования (ФП) или тангенсная зависимость АЦП ВТ определяется следующей зависимостью [6]:
U  sin t   K s 
 Ks 
  arctan  m
  arctan   ,
U m  sin t   Kc 
 Kc 
(2)
где K s и K c – коэффициенты трансформации синусного и косинусного каналов, которые равны K s  sin( ), Kc  cos() .
Найдем, чему будет равна погрешность ФП АЦП ВТ при наличии
погрешностей коэффициентов трансформации. Для этого воспользуемся методом частных производных. После соответствующих преобразований получим:
 Ks
Kc , (3)
2



K

Kc 1 
Kc2 1  s2 



 Kc 
где K s и K c – абсолютные погрешности коэффициентов K s и K c .
 


K s 
Kc 
K s
Kc
1
K s2
Kc2
K s 
Учитывая, что K s2  K c2  1 , и то, что значения погрешностей могут принимать как положительные, как и отрицательные значения, то
выражение (3) можно представить в виде:
  Kc K s  K s Kc
В общем, виде формула относительной погрешности ФП АЦП ВТ
будет иметь вид:
 


K s
K c 
1
 1  K c K s
 K s Kc
   K c K s K s  K c 

Ks
Kc 

Из формулы видно, что при максимальном значении 1Kc K s ,
требования к погрешности задания амплитуды каждого из каналов
будут наивысшими. Учитывая, что коэффициенты K s и K c есть
функции синуса и косинуса, то 1K K  sin( )  cos() .
c s
 sin( ) 

arctan 
 cos() 
266
Наибольшее значение данный коэффициент будет иметь при значении угла   0 . Для того чтобы определить значение, воспользуемся
предельным переходом, после чего получим:




 sin( )  cos() 
lim 0 
1
 sin( )  
 arctan 
 
 cos()  

Поэтому максимальная относительная погрешность, которую может иметь ФП АЦП ВТ, конечна и определяется как алгебраическая
сумма относительных погрешностей коэффициентов трансформации
по синусному и косинусному каналам:
  K s  Kc
По полученным зависимостям оценим наибольшее допустимое
значение погрешности, которой может обладать коэффициент трансформации для каждого из каналов.
Наибольшее значение, погрешность ФП АЦП ВТ имеет при значении угла 45°. В этом случае погрешность определяется как:
 
2
K s  Kc 
2
Допуская, что K s  Kc определим ее значение с учетом того,
что погрешность ФП не должна превышать ± 12'' (максимально допустимая погрешность), будем иметь:
K s  Kc 

 4,122 105
2
Относительная погрешность коэффициентов в этом случае составляет:
K s  K c 
K s K c

   5,812 105  0,0058%
Ks
Kc
Измерение погрешности коэффициента трансформации ВТ по схеме представленной на рис. 1 основано на измерении амплитуды
напряжения одной из выходных обмоток. Затем по известному значению амплитуды с ГСС и измеренному с помощью ВПН определяется
коэффициент трансформации ВТ. Номинальный коэффициент определяется с помощью ДЗУ. В этом случае погрешность измерения откло-
267
нения коэффициента трансформации ВТ от заданного значения будет
определяться как:
  U m    K  UV ,
где U m – погрешность задания амплитуды сигнала возбуждения;
  – погрешность задания угла; K – погрешность коэффициента
трансформации ВТ; UV – погрешность измерения амплитуды выходного сигнала.
Очевидно, что для оценки погрешности коэффициента трансформации необходимо, чтобы все остальные погрешности были пренебрежимо меньше (менее 0,001%). Как известно, ни вольтметров, ни
генераторов с требуемой точностью измерений и задания амплитуды
сигналов переменного напряжения не существует.
Отсюда можно сделать вывод, что реализация данного метода невозможна в силу отсутствия стандартных средств измерений обеспечивающих требуемую точность.
Рассмотрим второй вариант, который заключается в создании
имитатора сигналов вращающегося трансформатора, который бы
воспроизводил сигналы ВТ с требуемой точностью.
Подобный имитатор можно реализовать в виде двух делителей
напряжения и генератора переменного сигнала. В этом случае требования к погрешности задания амплитуды невысоки (порядка 10%) и большинство известных генераторов переменного напряжения обеспечивают подобную точность. Это объясняется тем, что
согласно функции преобразования (2) погрешность амплитудного
значения напряжения никак не влияет на работу АЦП ВТ. Задавая
необходимые коэффициенты деления на делителях, соответствующие значениям sin( ) и cos() , можно получить любое отношение
амплитуд выходных сигналов соответствующее определенному
значению угла  . Фазовая погрешность двух синусоидальных сигналов также не будет влиять на точность, если обеспечить фазовый сдвиг
не более 20°, что достаточно легко реализовать, применив одинаковые
типы делителей.
Для обеспечения требуемой точности данные делители должны
иметь нелинейность функции преобразования не более 0,0058%, что
показывает расчет и количество устанавливаемых значений не менее n . Указанным требованиям удовлетворяют индукционные делители ИДН-6, однако их тип не зарегистрирован в Государственном реестре средств измерений, а потому они не могут быть использованы в
268
качестве эталона при контроле метрологических характеристик
АЦП ВТ. Другие аналоги подобных делителей отсутствуют.
Исходя из вышесказанного, можно сделать вывод о том, что на
данный момент провести измерение характеристик микросхем
АЦП ВТ с требуемой точностью при использовании стандартных технических средств не представляется возможным.
Для решения этой проблемы предлагается, ввести делители ИДН-6
в Государственный реестр средств измерений. Но введение делителей
как самостоятельных устройств также является невыполнимой задачей, поскольку нет средств, способных с требуемой точностью оценить нелинейность функции преобразования делителя по всему диапазону.
Поэтому, учитывая специфику применения ИДН-6 для данного
случая, предлагается оценивать лишь идентичность (одинаковость)
коэффициентов деления двух делителей. Это является необходимым и
достаточным параметром, поскольку для оценки статических погрешностей АЦП ВТ в качестве эталонного формирователя сигналов ВТ
применяются оба делителя одновременно и согласно принципу работы
АЦП ВТ его выходной сигнал является функцией отношения коэффициентов деления (2).
Идентичность коэффициентов двух делителей можно проверить,
оценивая равенство коэффициентов деления с применением методов,
основанных на измерении дифференциальной нелинейности, которые
подробно описаны в [7]. Оценка линейности функций преобразования
делителей требует отдельной проработки и не рассматривается в рамках данного доклада.
В этом случае появится возможность зарегистрировать тип ИДН-6
в Государственном реестре средств измерений в качестве образцового
имитатора сигналов ВТ.
Таким образом, появится единственная образцовая мера входных
воздействий для АЦП ВТ, способная обеспечить требуемую точность
измерений его статических характеристик. Но это потребует создания
необходимых методик, регламентирующих методы оценки функциональных параметров АЦП ВТ с помощью данного имитатора.
Литература
1. ГОСТ РВ 52015-2003. Преобразователи угла цифровые.
2. РМ 22.21.16-85. Преобразователи угол-параметр-код. Методы
контроля точностных параметров и характеристик.
3. ГОСТ Р 8.563-96. ГСИ. Методики выполнения измерений
269
4. Баканов М.В., Лыска В.А., Алексеев В.В. Информационные микромашины для следящих и счетно-решающих систем. – М.: Сов. радио,
1977.
5. Справочник по электрическим машинам В 2-х т. / Под общ. ред.
И.П. Копылова, Б.К. Клокова. – М.: Энергоатомиздат, 1989.
6. Схемотехника цифровых преобразователей перемещений: Справочное пособие / В.Г. Домрачев, В.Р. Матвеевский, Ю.С. Смирнов. –
М.: Энергоатомиздат, 1987.
7. Данилов А.А. Методы и средства оценивания нелинейности
функции преобразования измерительных преобразователей. – Пенза:
Изд-во Пенз. гос. ун-та, 2001. – 113 с.
Автор
Доросинский Антон Юрьевич – ведущий инженер ФГУП “НИИЭМП”
Россия, 440000, Пенза, ул. Каракозова, 44
Тел. (412) 64-81-69
E-mail: niiemp@penza.com.ru
270