CC BY
79
ИСПЫТАНИЯ АИИС КУЭ В ЦЕЛЯХ УТВЕРЖДЕНИЯ ТИПА
Василий Юрьевич Кондаков
Сибирская государственная геодезическая академия, 630108, г. Новосибирск, ул. Плахотного, 10, старший преподаватель кафедры метрологии, стандартизации и сертификации, тел. 361-07-45, е-mail: faska2@inbox.ru
Владимир Сергеевич Крылов
ФГУП «СНИИМ», 630004, Новосибирск, пр. Димитрова, 4, инженер, 210-22-05, е-mail:krulov@sniim.nsk.ru
В статье приводятся этапы и методы испытаний АИИС КУЭ, перечислены основные недостатки, выявляемые при испытаниях, и методы их решения.
Ключевые слова: АИИС КУЭ, испытания в целях утверждения типа.
AUTOMATED INFORMATION MEASURING SYSTEM FOR ELECTRIC POWER COMMERCIAL ACCOUNTING OFFICIAL TESTING FOR TYPE APPROVAL
Vasilii Ju. Kondakov
Siberian State Academy of Geodesy, 630108, Novosibirsk, Plakhotnogo st., 10, lecturer, 361-07-45, vkondakov@sibmail .ru
Vladimir S. Krulov
FSUI «SNIIM», 630004, Novosibirsk, Dimitrov st., 4, engineer, 210-22-05, krulov@sniim.nsk.ru
In article stages and test methods of AIMS EPCA are resulted, the basic lacks revealed at tests, and methods of their decision are listed.
Key words: AIMS EPCA, official testing for type approval.
Испытание автоматизированных информационно-измерительных систем коммерческого учета электрической энергии в целях утверждения типа проводятся для обеспечения государственного регулирования в области осуществления торговли и товарообменных операций в исполнение федерального закона об обеспечении единства измерений. Для доступа на оптовый рынок электроэнергии и мощности организации эксплуатирующей АИИС КУЭ необходимо в ОАО «Администратор торговой сети» предъявить комплект документов, подтверждающих соответствие АИИС КУЭ предъявляемым требованиям, в том числе свидетельство об утверждении типа АИИС КУЭ как единичного экземпляра СИ. Испытаниями АИИС КУЭ занимаются многие метрологические центры, но не все испытатели четко понимают специфику испытаний таких систем.
Порядок испытаний АИИС КУЭ, как и любых испытаний средств измерений в целях утверждения типа, регламентирован в ПР 50.2.104 и МИ 3290-2010. Испытания АИИС КУЭ начинаются с заявки от Заявителя в адрес
Испытателя. Вместе с заявкой направляется проектная документация для оценки объемов работ и их стоимости. После заключению договора Испытателя с Заявителем разрабатывается программа испытаний. Разработанная программа испытаний утверждается Испытателем и согласуется Заявителем. Для проведения экспериментальных проверок представителям Испытателя необходимо выехать на место эксплуатации АИИС КУЭ и получить все разрешающие допуски на право безопасного проведения работ. Если подстанции, где установлены счетчики АИИС КУЭ, принадлежат предприятию, эксплуатирующему эту АИИС КУЭ, то допуски получить необходимо только в этой организации. Но часто подстанции принадлежат сторонним электросетевым организациям, и тогда проведение инструктажей и получение допусков является серьезной организационной проблемой. Решением этой задачи занимается Заказчик. После проведения экспериментальных проверок, если выявлены недостатки, то они должны быть устранены. Соответствующее письмо с перечнем замечаний направляется Заявителю. После положительных экспериментальных проверок Испытателем оформляется Акт испытаний и приложения к нему: описание типа, протоколы испытаний и методика поверки. Все документы оформляются в трех экземплярах. Один отправляется на экспертизу во ВНИИМС, два других остаются у Заявителя и Испытателя. ВНИИМС после рассмотрения поступивших документов вместе с Росстандартом оформляет свидетельство об утверждении типа АИИС КУЭ как единичного экземпляра.
Программы испытаний АИИС КУЭ обычно разрабатываются на основе уже существующих программ испытаний АИИС КУЭ, тип которых утверждался ранее Испытателем. Первым этапом испытаний, согласно программе испытаний, является проверка документации. Целью этой проверки является определение всех измерительных компонентов, их типов и характеристик. Проверяется наличие свидетельств об утверждении типа или сертификатов об утверждении типа на каждый измерительный компонент как отдельного средства измерений. Требование о применении измерительных компонентов только утвержденных типов изложено в п. 7.3 ГОСТ Р 8.596-2002. В техническом проекте проверяется соответствие приведенных метрологических характеристик существующим правилам по метрологии и применение только единиц физических величин допущенных в РФ. Для уменьшения объема экспериментальных испытаний допускается проверка паспортов-протоколов на каждый информационно-измерительный комплекс. Паспорта протоколы должны быть согласованы с территориальными органами государственной метрологической службы. Но при этом необходим выборочный контроль достоверности результатов обследования, приведенных в паспортах протоколах.
Экспериментальные проверки на месте эксплуатации начинаются с внешнего осмотра счетчиков, вторичных цепей, устройств сбора и передачи данных (УСПД) и сервера. По опыту проведения испытаний основным недостатком является отсутствие маркировки вторичных цепей измерительных трансформаторов. Согласно требованиям Положения Министерства топлива и
энергетики РФ о порядке проведения ревизии и маркирования специальными знаками визуального контроля средств учета электрической энергии от 1998г. должны быть: актуализированные схемы вторичных цепей, промаркированные линии, клеммные колодки, автоматы и счетчики.
Поправка часов счетчиков относительно шкалы времени UTC не должна превышать ±5 секунд в соответствии с требованиями Приложения 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. Проверка этой поправки выполняется либо визуальным сравнением эталонных часов с часами на индикаторе счетчика, либо с помощью программы опроса счетчиков, которой можно сравнить часы счетчика с часами ноутбука, синхронизованного по NTP. Для счетчиков СЭТ в программе «Конфигуратор СЭТ» есть средства для установки и коррекции времени, которые показывают часы ноутбука и счетчика одновременно. В практике испытаний замечено, что если синхронизация часов хотя бы одного счетчика на подстанции не работает, то и не работает синхронизация для всех счетчиков на подстанции. Конфигурирование синхронизации часов счетчиков осуществляется после монтажа системы, при этом возможны ошибки в указании источника шкалы времени UTC, отсутствие связи со спутниками GPS, невозможность корректировки часов из-за очень большого значения поправки.
Одной из самых важных проверок выполнения системных функций является проверка информационного обмена. Она выполняется путем сравнения результатов измерения электроэнергии из регистров счетчика с результатами измерений электроэнергии из отчетного XML файла АИИС КУЭ, отправляемого в ОАО «АТС». Считывание регистров счетчика производиться с помощью портативного оптического считывающего устройства по интерфейсам ГОСТ Р МЭК61107-2001. В регистрах счетчика хранятся значения электроэнергии без учета коэффициентов трансформации измерительных трансформаторов, а в XML файле результаты электроэнергии заносятся умноженными на коэффициенты. При проверке информационного обмена проверяется не только работоспособность каналообразующей аппаратуры (модемов, УСПД, маршрутизаторов), но и правильность коэффициентов трансформации записанных в базе данных. Основные недостатки, выявляемые при испытаниях, это несоответствие названия точки измерений в XML файле и её физического расположения на подстанции, несоответствие записанных в базе данных коэффициентов трансформаторов. Устраняются данные замечания переконфигурированием программного обеспечения сервера.
Дальнейшие экспериментальные проверки касаются соблюдения условий применения измерительных компонентов. Выход за нормальные условия применения приводит к появлению дополнительных погрешностей. Для счетчиков электрической энергии по ГОСТ 52323-2005 установлены нормальные условия внешней магнитной индукции в месте установки счетчиков не более 0,05 мТл. Превышение этого значения для постоянной магнитной индукции было замечено только в регионе Курской магнитной аномалии. Возможно превышение постоянной индукции возле счетчиков на
предприятиях использующих большие постоянные токи, например в металлургическом производстве.
Проверки условий применения измерительных трансформаторов состоят из проверок мощности нагрузки на вторичные обмотки трансформаторов тока и напряжения. Согласно ГОСТ 7746-2001 нагрузка на вторичную обмотку трансформатора тока должна быть в пределах от 25 % до 100 % номинального значения мощности нагрузки. Измерений мощности выполняется двумя способами: с отключением и измерением полного сопротивления цепи или методом амперметра-вольтметра без отключения. При этом обычно для трансформаторов тока установленных в ЗРУ 6-10 кВ измерения проводят с отключением, потому что цепь от трансформатора до счетчика имеет небольшую длину и выполнить достоверные измерения методом амперметра-вольтметра невозможно. По практике испытаний АИИС КУЭ замечено, что для трансформаторов тока установленных в ЗРУ 6-10 кВ и счетчиков установленных на передних панелях ячеек ЗРУ 6-10 кВ в 80 % случаев наблюдается недогруз. Устранение недогруженных вторичных обмоток трансформаторов тока осуществляется включением в фазные проводники догрузочных резисторов последовательно. Измерений нагрузок на вторичные обмотки трансформаторов напряжения можно выполнить только в рабочем их состоянии под напряжением. Измерения проводятся методом амперметра-вольтметра. По практике испытаний встречаются как недогруженные трансформаторы, так и перегруженные. Недогруз трансформаторов напряжения устраняется установкой догрузочных резисторов параллельно измерительным обмоткам. Важное условие при установке догрузочных резисторов: резисторы должны быть подключены к самому ближайшему клеммнику от трансформатора напряжения, чтобы не создавать дополнительный ток во вторичной цепи и не вызывать падение напряжение в цепи от трансформатора напряжения до счетчика.
Падение напряжения в цепи от трансформатора напряжения до счетчика не должно превышать 0,25% от номинального напряжения по требованиям п. 1.5.19 ПУЭ и требования Приложения 11.1 к Положению о порядке получения статуса субъекта оптового рынка и ведения реестра субъектов оптового рынка. Измерений падения напряжения осуществляется с помощью вольтметра с прокладкой дополнительного провода от счетчика до трансформатора напряжения. Другой способ выполним, когда невозможно проложить провод, заключается в одновременном измерении напряжения на трансформаторе напряжения и на счетчике двумя синхронизованными и калиброванными вольтметрами. Разница в показаниях вольтметров и будет падение напряжения в цепи от трансформатора напряжения до счетчика. По опыту испытаний замечено, что превышение падения напряжения обусловлено падением в автоматических выключателях и в проводах, если в них протекает относительно большой ток. Устранение данного недостатка решается только установкой автоматов с большим током отсечки и прокладкой отдельных цепей напряжения до каждого счетчика.
После окончания экспериментальных проверок проводится расчет границ допускаемых погрешностей для измерительного канала, складывающейся из: амплитудной погрешности трансформатора тока, амплитудной погрешности трансформатора напряжения, погрешности схемы включения, обусловленной угловыми погрешностями трансформаторов, основной погрешности счетчика и дополнительных погрешностей счетчика. Рассчитанные погрешности нормируются в виде относительных для граничных условий информативных параметров: силы тока и коэффициента мощности. Абсолютные значения погрешности результатов измерений приписываются по аттестованной методике измерений с помощью данной АИИС КУЭ.
Во время проведения экспериментальных проверок происходит аппробация методики поверки, так как действия по методике поверки совпадают с выполнением действий по программе испытаний, кроме одного. Проверка идентификационных данных метрологически значимой части программного обеспечения АИИС КУЭ. При испытаниях определяется метрологически значимая часть программного обеспечения. Для АИИС КУЭ это программное обеспечение сервера, которое выполняет сбор результатов измерений - реализует драйвера счетчиков, выполняет обработку результатов измерений - умножает на коэффициенты трансформации, сохраняет результаты измерений в базу данных и формирует отчетный файл с результатами измерений для его передачи другим организациям. Для наиболее часто используемых средств верхнего уровня в АИИС КУЭ нами определены файлы, относящиеся к метрологически значимому программному обеспечению. И определено влияние программного обеспечения на метрологические характеристики: для АИИС КУЭ дополнительная погрешность программного обеспечения не превышает единицы младшего разряда результата измерений.
По итогам опыта испытаний АИИС КУЭ наибольшее количество недостатков, выявляемых при испытаниях, распределено так: 1. превышение падения напряжения в цепи от трансформатора напряжения до счетчика. 2. недогруз вторичных обмоток трансформаторов тока, 3. недогруз вторичных обмоток трансформаторов напряжения.
© В.Ю. Кондаков, В.С. Крылов, 2012
