Требования к контролю качества электроэнергии

Контроль качества электрической энергии

5.1 Основные задачи и виды контроля качества электроэнергии

Основными задачами контроля КЭ являются:

В зависимости от целей, решаемых при контроле и анализе КЭ, измерения ПКЭ могут иметь четыре формы:

Диагностический контроль КЭ — основной целью диагностического контроля на границе раздела электрических сетей потребителя и энергоснабжающей организации является обнаружение “виновника” ухудшения КЭ, определение допустимого вклада в нарушение требований стандарта по каждому ПКЭ, включение их в договор энергоснабжения, нормализация КЭ.

Диагностический контроль должен осуществляться при выдаче и проверке выполнения технических условий на присоединение потребителя к электрической сети, при контроле договорных условий на электроснабжение, а также в тех случаях, когда необходимо определить долевой вклад в ухудшение КЭ группы потребителей, присоединенных к общему центру питания. Диагностический контроль должен быть периодическим и предусматривать кратковременные (не более одной недели) измерения ПКЭ. При диагностическом контроле измеряют как нормируемые, так и ненормируемые ПКЭ, а также токи и их гармонические и симметричные составляющие и соответствующие им потоки мощности.

Если результаты диагностического контроля КЭ подтверждают “виновность” потребителя в нарушении норм КЭ, то основной задачей энергоснабжающей организации совместно с потребителем является разработка и оценка возможностей и сроков выполнения мероприятий по нормализации КЭ. На период до реализации этих мероприятий на границе раздела электрических сетей потребителя и энергоснабжающей организации должны применяться оперативный контроль и коммерческий учет КЭ .

На следующих этапах диагностических измерений КЭ контрольными точками должны быть шины районных подстанций, к которым подключены кабельные линии потребителей. Эти точки представляют также интерес для контроля правильности работы устройств РПН трансформаторов, для сбора статистики и фиксации провалов напряжения и временных перенапряжений в электрической сети. Тем самым контролируется работа уже существующих средств обеспечения КЭ: синхронных компенсаторов, батарей статических конденсаторов и трансформаторов с устройствами РПН, обеспечивающих заданные диапазоны отклонений напряжения, а также работа средств защиты и автоматики в электрической сети.

Инспекционный контроль КЭ – осуществляется органами сертификации для получения информации о состоянии сертифицированной электроэнергии в электрических сетях энергоснабжающей организации, о соблюдении условий и правил применения сертификата, с целью подтверждения того, что КЭ в течение времени действия сертификата продолжает соответствовать установленным требованиям.

Оперативный контроль КЭ — необходим в условиях эксплуатации в точках электрической сети, где имеются и в ближайшей перспективе не могут быть устранены искажения напряжения. Оперативный контроль необходим в точках присоединения тяговых подстанций железнодорожного и городского электрифицированного транспорта, подстанций предприятий имеющих ЭП с нелинейными характеристиками. Результаты оперативного контроля должны поступать по каналам связи на диспетчерские пункты электрической сети энергоснабжающей организации и системы электроснабжения промышленного предприятия .

Коммерческий учет ПКЭ – должен осуществлятьсяна границе раздела электрических сетей потребителя и энергоснабжающей организации и по результатам его определяются скидки (надбавки) к тарифам на электроэнергию за ее качество.

Правовой и методической базой обеспечения коммерческого учета КЭ в электрических сетях являются Гражданский кодекс Российской Федерации (ГК РФ), ч.2, ГОСТ 13109 – 97, Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию (№449 от 28 декабря 1993г. Минюста РФ) .

Коммерческий учет КЭ должен непрерывно осуществляться в точках учета потребляемой электроэнергии как средство экономического воздействия на виновника ухудшения КЭ. Для этих целей должны применяться приборы, совмещающие в себе функции учета электроэнергии и измерения ее качества. Наличие в одном приборе функций учета электроэнергии и контроля ПКЭ позволит совместить оперативный контроль и коммерческий учет КЭ, при этом могут применяться общие каналы связи и средства обработки, отображения и документирования информации АСКУЭ .

Приборы коммерческого учета КЭ должны регистрировать относительное время превышения нормально и предельно допустимых значений ПКЭ в точке контроля электроэнергии за расчетный период, которые определяют надбавки к тарифам для виновников ухудшения КЭ.

5.2 Требования стандарта к контролю качества электроэнергии

Контроль за соблюдением требований стандарта энергоснабжающими организациями и потребителями электрической энергии должны осуществлять органы надзора и аккредитованные испытательные лаборатории по КЭ.

Контроль КЭ в точках общего присоединения потребителей электрической энергии к системам общего назначения проводят энергоснабжающие организации (точки контроля выбираются в соответствии с нормативными документами). Периодичность измерений ПКЭ:

Потребители электроэнергии, ухудшающие КЭ, должны проводить контроль в точках собственных сетей, ближайших к точкам общего присоединения указанных сетей к электрической сети общего назначения, а также на выводах приемников электрической энергии, искажающих КЭ.

Периодичность контроля КЭ устанавливает потребитель электрической энергии по согласованию с энергоснабжающей организацией.

Контроль КЭ, отпускаемой тяговыми подстанциями переменного тока в электрические сети напряжением 6 – 35 кВ, следует проводить:

5.3 Скидки и надбавки к тарифу за качество электроэнергии

В п.1 ст. 542 ч.2 ГК РФ устанавливается: “качество подаваемой энергоснабжающей организацией энергии должно соответствовать требованиям, установленным государственными стандартами и иными обязательными правилами, или предусмотренным договором энергоснабжения”.

Для обеспечения норм стандарта в точках общего присоединения допускается устанавливать в договорах энергоснабжения с потребителями – “виновниками” ухудшения КЭ, более жесткие нормы (с меньшими диапазонами изменения соответствующих показателей КЭ), чем установлены в стандарте, которые потребители обязаны поддерживать на границе раздела балансовой принадлежности электрических сетей.

В случае нарушения энергоснабжающей организацией требований, предъявляемых к КЭ, абонент вправе доказывать размер ущерба и взыскивать его с энергоснабжающей организации по правилам ст.547 ГК РФ. Вместе с тем, учитывая, что абонент все-таки использовал энергию ненадлежащего качества, он должен оплатить ее, но по соразмерно уменьшенной цене (п.2. ст.542 ГК РФ).

Очевидно, что нарушения могут быть взаимными и по разным ПКЭ. Сторона, виновная в снижении КЭ, определяется в соответствии с Правилами применения скидок и надбавок к тарифам за качество электроэнергии.

Инструкция о порядке расчетов за электрическую и тепловую энергию в разделе 4 “Скидки (надбавки) к тарифу за качество электроэнергии” устанавливает штрафные санкции к виновнику ухудшения КЭ.

Механизм штрафных санкций, установленных Инструкцией распространяется не на все ПКЭ, а на те, численные значения, нормы которых есть в стандарте:

    установившееся отклонение напряжения;

Из перечисленных ПКЭ коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения и коэффициенты гармонических составляющих напряжения отражают одно и то же явление – несинусоидальность. Причем отражает все гармоники в сумме, а – каждую из 40 гармоник в отдельности. Поэтому в Инструкции применяют скидки (надбавки) по суммарному воздействию, (коэффициенту ), к тому же надо принять во внимание, что скидки (надбавки) по отдельным ПКЭ складываются. Поэтому показатель в Инструкцию не включен. Не включена в скидки (надбавки) и длительность провала напряжения, так как объем санкций по перечисленным ПКЭ зависит от суммарной продолжительности отпуска электрической энергии пониженного качества за месяц, а в части провалов напряжения нормируется длительность одного провала без нормирования их количества.

Скидки (надбавки) за качество электрической энергии применяются при расчётах со всеми потребителями.

Значение скидки (надбавки) зависит:

Конкретное значение скидки (надбавки) в зависимости от степени нарушения указанных факторов может быть от 0,2 до 10 % тарифа на электроэнергию.

Оплата по тарифу со скидкой (надбавкой) за КЭ производится за весь объем электрической энергии, отпущенной (потребленной) в расчетный период. Если в нарушении виновна энергоснабжающая организация, штрафная санкция реализуется в виде скидки с тарифа, если виновен потребитель, – в виде надбавки.

За недопустимые отклонения напряжения и частоты предусмотрена односторонняя ответственность энергоснабжающей организации. За отклонение напряжения энергоснабжающая организация несет ответственность перед потребителем в случае, если абонент не превышает технических пределов потребления и генерации реактивной мощности .

Ответственность за нарушение норм по четырем остальным ПКЭ возлагается на виновника ухудшения КЭ. Виновник определяется на основе сопоставления включенного в договор допустимого вклада в значение рассматриваемого ПКЭ в точке контроля с фактическим вкладом, определяемым путем измерений.

5.2. Требования стандарта к контролю качества электроэнергии

5.2. Требования стандарта к контролю качества электроэнергии

Контроль за соблюдением требований стандарта энергоснабжающими организациями и потребителями электрической энергии должны осуществлять органы надзора и аккредитованные испытательные лаборатории по КЭ .

Контроль КЭ в точках общего присоединения потребителей электрической энергии к системам общего назначения проводят энергоснабжающие организации (точки контроля выбираются в соответствии с нормативными документами). Периодичность измерений ПКЭ:
— для установившегося отклонения напряжения — не реже двух раз в год в зависимости от сезонного изменения нагрузок в распределительной сети центра питания, а при наличии автоматического встречного регулирования напряжения в центре питания не реже одного раза в год;
— для остальных ПКЭ — не реже одного раза в два года при неизменности схемы сети и ее элементов и незначительном изменении характера электрических нагрузок потребителя, ухудшающего КЭ.

Потребители электроэнергии, ухудшающие КЭ, должны проводить контроль в точках собственных сетей, ближайших к точкам общего присоединения указанных сетей к электрической сети общего назначения, а также на выводах приемников электрической энергии, искажающих КЭ.

Периодичность контроля КЭ устанавливает потребитель электрической энергии по согласованию с энергоснабжающей организацией.

Контроль КЭ, отпускаемой тяговыми подстанциями переменного тока в электрические сети напряжением 6 — 35 кВ, следует проводить:
— для электрических сетей 6 — 35 кВ, находящихся в ведении энергосистем, в точках присоединения этих сетей к тяговым подстанциям;
— для электрических сетей 6 — 35 кВ, не находящихся в ведении энергосистем, в точках выбранных по согласованию между тяговыми подстанциями и потребителями электроэнергии, а для вновь строящихся и реконструируемых (с заменой трансформаторов) тяговых подстанций — в точках присоединения потребителей электрической энергии к этим сетям.

Требования к контролю качества электроэнергии

Характер изменения напряжения

Рекомендуемая ширина измерительного окна Tw, с

Допускаются пробелы между окнами

0,32 при прямоугольном окне

0,4—0,5 при окне Хеннинга

Не допускаются пробелы между окнами

Должно обеспечиваться перекрытие смежных окон на 50 %

0,08—0,16 при прямоугольном окне

Не допускаются пробелы между окнами

Примечание — Общее время i-го наблюдения для определения усредняемого за 3 с значения показателя КЭ должно быть не более 10 с, если допустимы пробелы между окнами выборки. При этом окна выборок должны быть равномерно распределены на интервале общего времени i-го наблюдения и суммарная ширина окон должна быть равна 3 с

Е.7 До оснащения электрических сетей средствами измерений, соответствующими требованиям, установленным в разделе 8 настоящего стандарта и в Е.6, допускается использовать средства измерений, поверенные в установленном порядке и обеспечивающие совместно с трансформаторами и делителями напряжения, входящими в состав электрических сетей, погрешность измерений КЭ, удовлетворяющую требованиям, установленным в 7.2.

Ключевые слова: показатель качества электрической энергии, система электроснабжения общего назначения, электромагнитная совместимость технических средств, норма качества электрической энергии

Сервис бесплатной оценки стоимости работы

  1. Заполните заявку. Специалисты рассчитают стоимость вашей работы
  2. Расчет стоимости придет на почту и по СМС

Номер вашей заявки

Прямо сейчас на почту придет автоматическое письмо-подтверждение с информацией о заявке.

Требования к контролю качества электроэнергии

3.1. Эксплуатационный контроль показателей качества электроэнергии

Контроль ПКЕ осуществляется с целью проверки соответствия показателей нормам ГОСТ 13109-97, а дальнейший анализ КЕ – определение стороны. При несоответствия ПКЕ нормативным требованиям на основании результатов контроля устанавливаются причины несоответствия и разрабатываются меры, направленные на нормализацию параметров качества. Результаты контроля позволяют также проверить соответствие проектных расчетов фактическим данным эксплуатации, рассчитать параметры технических средств, предназначенных для улучшения ПКЕ, а также разработать необходимые эксплуатационные меры режимного характера.

Определение показателей качества электрической энергии задача нетривиальная потому, что большинство процессов, которые происходят в электрических сетях быстротечные, все нормированные показатели качества электрической сети должны быть замеряны – их необходимо рассчитать, а конечное значение можно определить только по статистическим обработанным результатам. Поэтому для определения показателей качества электрической энергии необходимо выбрать большой объем измерений с высокой скоростью и одновременной математической статистической обработкой измерительных значений.

Максимальный поток измерений нужный для определения несинусоидного напряжения. Для определения всех гармоник к 40-и включительно и всех допустимых погрешностей нужно делать измерение мгновенных значений межфазных напряжений 256 раз за период (3•256•50 = 38400 в секунду). Для определения виновной стороны одновременно измеряются мгновенные значения токов и фазовый здвиг между напряжением и током, только в этом случае можно определить из которой стороны и которой величины сделанное то или другое препятствие .

Первичная обработка измеренных напряжений и токов составляется с них гармонического состава — по всем замерянным значениям делается превращения Фурье. Дальше делается усреднение полученных значений на установленных интервалах времени. ГОСТ 13109-97 требует считать квадратичные значения, которое привело к использованию двухпроводниковых схем при строительстве прибора.

Наиболее сложная математика осуществляется при оценке колебаний напряжения. ГОСТ 13109-97 нормирует эти явления меандровой формы, а в сети колебания напряжения имеют случайный характер. Поэтому надо определять форму обогнутой за указанными в Гост коэффициентами и пересчитывать кривую и после этого определять показатели. При этом изменения напряжения и доза фликера считаются по разному, в большинстве случаев нужный отдельный специальный прибор – фликерметр.

Другие публикации:  Лицензия lte сети

Контролировать качество электрической энергии надо с помощью сертифицированных приборов, которые обеспечивают измерение и расчеты всех необходимых параметров, для определения и анализа качества электрической энергии.

Местом контроля качества электрической энергии есть точки присоединения потребителей к сетям общего назначения. В них делают проверку энергоснабжающие организации. Потребители проводят замеры в местах близких к этим точкам.

ГОСТ устанавливает периодичность контроля качества электроэнергии раз в два года для всех ПКЕ и два раза в год для отклонения напряжения.

Существуют задачи беспрерывного мониторинга качества электроэнергии которые требуют включения приборов качества к АСКОЕ. Между тем есть одновременно выполняя функции счетчики электроэнергии, прибора качества и билинговой системы которая рассчитывает сумму необходимую к оплате и надбавкам за качество.

При значительному сезонному изменению нагрузок контроль рекомендуется проводить ежеквартально. Эпизодичный контроль осуществляется в случае изменения схемы электрических сетей, параметров сети, значение и характера нагрузки или потребителей, требований потребителей к КЕ.

Для осуществления измерений используются специальные приборы, которые определяют статистические характеристики ПКЕ за период изменения. В данное время промышленные предприятия стран СНГ не обеспечены такими приборами. Это обстоятельство в значительной мере препятствует решение задачи повышения КЕ на предприятиях.

Контроль КЕ делают на границе распределения балансовой принадлежностей электрических сетей энергоснабжающей организации и потребителя, в других пунктах сети, принятых по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем, в эксплуатационных режимах соответствующих нормальной и продолжительной ремонтной схемам электроснабжения.

Периодичность контроля КЕ должна составлять не менее 2 раз на год. При значительному сезонному изменению нагрузок контроль рекомендуется проводить ежеквартально. Эпизодичный контроль осуществляется в случае изменения схемы электрических сетей, параметров сети, значение и характера нагрузок или потребителей требований потребителей к КЕ.

Как пункты контроля ВН выбирают шины центра питания и границы распределения электрических сетей електропоставляющей организации с характерными потребителями. Продолжительность измерений при контроли ОН должная составлять: для предприятий с пятидневной рабочей неделей и узлов ЕС — не менее одних рабочих и одного нерабочего времени; для предприятий с непрерывным производством — не менее одних суток; во всех других случаях — не менее двух рабочих и одного нерабочего времени. При наличия телемеханизированного диспетчерского пункта нужно реализовать постоянное телеизмерение напряжения на контролируемых пунктах.

При нестабильному графику нагрузки необходимый эпизодичный контроль ВН на шинах наиболее ответственных потребителей.

В объем мероприятий по контролю ВН включается также периодический контроль уставок авторегуляторов напряжения трансформаторов, возбуждение СД и регулированных БК.

Как пункты контроля КН выбираются большие подстанции предприятий, измерения выполняются на шинах высшего напряжения ГЗП и ГРП при подключении новых резкоизменяемых нагрузок, а также изменению схемы или коммутации технологических режимов потребителей с резкоизмененными нагрузкам (например, при изменению температурного режима прокатки; при введении новых технологических карт и т.д.). Продолжительность измерений рекомендуется:

— в электрических сетях с ЕДСП — 30 мин. в период самых больших нагрузок (период расплавления);

— в электрических сетях с установками электродугового и контактного сварки — 30мин. в наиболее характерный период;

— в электрических сетях с обжимными прокатными станами — 10-12 циклов прокатки;

— в электрических сетях жилых и общественных домов – 60 мин. в период возникновения КН;

— в других случаях — 1 время.

ГОСТ 13109-97 рекомендует устанавливать общую продолжительность измерений всех ПКЕ за исключением провалов напряжения, импульсов напряжения и временных перенапряжений 7 суток с обязательным включением в этот период характерных рабочих и исходных дней, но не менее 24 ч.

Требования к контролю качества электроэнергии

К основным задачам контроля качества электроэнергии (ККЭ) относятся: обнаружение помех и их оценка [1–3]; регистрация измеренных числовых характеристик в целях обработки и отображения результатов [4–7]; оценка измеренных значений показателей качества электроэнергии на соответствие установленным требованиям [8–9]; определение источника помех [10–11]; проведение коммерческих расчетов между поставщиком и потребителем электроэнергии [12–16]. Для организации измерений необходимо определить вид контроля, точку осуществления измерений и виды контролируемых показателей качества электроэнергии (ПКЭ). В зависимости от длительности наблюдения можно выделить два вида организации контроля: периодический [17–22] и постоянный [23–26]. Отличие постоянного контроля от периодического заключается в непрерывности времени измерений и обработки результатов [27–32].

Возможны два варианта реализации поставленной задачи по контролю качества электроэнергии: система мониторинга, основанная на методах виртуального моделирования физических процессов; система мониторинга, основанная на применении контрольно-измерительных приборов. На сегодняшний день методы виртуального моделирования широко применяются во всех областях науки и производства, так как они позволяют оперативно и с наименьшими затратами определить определенные параметры конечного результата. Основным преимуществом второго варианта ККЭ является высокая точность, так как метод основан на измерениях физических величин. Также исследования, направленные на использование этого метода, позволяют определить принципиально новые требования к приборам учета и мероприятиям, обеспечивающим оптимизацию ККЭ [33].

Объектом исследования и анализа в настоящей статье являются показатели качества электроэнергии (а именно напряжение) учебно-лабораторного корпуса Политехнического института (филиала) ФГАОУ ВО «Северо-Восточный федеральный университет имени М.К. Аммосова» в г. Мирном [34–35]. Измерения ПКЭ проводились в рамках научно-исследовательской деятельности студенческого научного кружка «Энергоаудитор», функционирующего на базе учебно-научной исследовательской лаборатории электромагнитной совместимости и качества электроэнергии при кафедре электроэнергетики и автоматизации промышленного производства [36].

Измерения напряжения и дальнейший анализ результатов проводились согласно требованиям ГОСТ 32144-2013 (EN 50160:2010, NEQ) [37] с использованием приборов ELSPEC G-4400 BlackBox. Приборы были установлены в двух местах: в узле ввода учебно-лабораторного корпуса (УЛК) и на вводном щите одной из лабораторий [38–40].

В качестве результатов измерений приведем данные, относящиеся к продолжительным изменениям характеристик и к случайным событиям: медленные изменения напряжения, колебания напряжения и фликер, несинусоидальность и несимметрия напряжения, прерывания напряжения, провалы и перенапряжения, импульсные напряжения. Измерения согласно требованиям ГОСТ проводились в течение семи дней. Допустимые отклонения измеряемых параметров напряжения приведены в таблице.

Требования к контролю качества электроэнергии

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО
ПО
ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ

НАЦИОНАЛЬНЫЙ
СТАНДАРТ
РОССИЙСКОЙ
ФЕДЕРАЦИИ

Совместимость технических средств электромагнитная

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ
ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

Москва
Стандартинформ
2009

Цели и принципы стандартизации в Российской Федерации установлены Федеральным законом от 27 декабря 2002 г . № 184- ФЗ «О техническом регулировании» , а правила применения национальных стандартов Российской Федерации — ГОСТ Р 1.0 — 2004 «Стандартизация в Российской Федерации . Основные положения»

1. РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «Научный центр «ЛИНВИТ»

2. ВНЕСЕН Техническим комитетом по стандартизации ТК 30 «Электромагнитная совместимость технических средств»

3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 25 декабря 2008 г. № 787-ст

4. ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячно издаваемых информационных указателях «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячно издаваемом информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомления и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет

НАЦИОНАЛЬНЫЙ СТАНДАРТ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Электрическая энергия Совместимость технических средств электромагнитная

КОНТРОЛЬ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ

Electric energy . Electromagnetic compatibility of technical equipment.
Electric energy quality control in the public power supply systems

Дата введения — 2009-07-01

1. Область применения

Настоящий стандарт устанавливает основные положения по организации и проведению контроля качества электрической энергии ( КЭ ) в соответствии с требованиями ГОСТ 13109 в системах электроснабжения общего назначения однофазного и трехфазного переменного тока частотой 50 Гц и правила оценки соответствия установленным нормам следующих показателей качества электрической энергии ( ПКЭ ):

— установившееся отклонение напряжения;

— коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;

— коэффициент п-й гармонической составляющей напряжения;

— коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;

— коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности;

— длительность провала напряжения.

Настоящий стандарт предназначен для применения при организации и проведении следующих видов КЭ:

— периодический контроль КЭ;

— контроль КЭ при определении технических условий (ТУ) для технологического присоединения;

— контроль КЭ при определении условий договора на оказание услуг по передаче электрической энергии;

— контроль КЭ при допуске к эксплуатации энергопринимающих устройств потребителей, ухудшающих КЭ;

— контроль КЭ при рассмотрении претензий к качеству электрической энергии.

Настоящий стандарт применяется также при проведении сертификационных и арбитражных испытаний электрической энергии, инспекционного контроля за сертифицированной электрической энергией, а также при осуществлении государственного надзора за качеством электрической энергии.

2. Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025-2006 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий

ГОСТ Р 52002-2003 Электротехника. Термины и определения основных понятий

ГОСТ 12.1.004-91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.2.007.0-75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.2-75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.3-75 Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.4-75 Система стандартов безопасности труда. Шкафы комплектных распределительных устройств и комплектных трансформаторных подстанций, камеры сборные одностороннего обслуживания, ячейки герметизированных электрогазовых распределительных устройств

ГОСТ 12.3.019-80 Система стандартов безопасности труда. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности

ГОСТ 1983-2001 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 13109-97 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ Р 51350-99 (МЭК 10-1-90) Безопасность электрических контрольно-измерительных приборов и лабораторного оборудования. Часть 1. Общие требования

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодно издаваемому информа­ционному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по соответствующим ежемесячно издаваемым информационным указателям, опубликованным в текущем году. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3. Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ Р 52002, ГОСТ 13109, а также следующие термины с соответствующими определениями:

3.1. установленные требования: Требования, установленные в технических регламентах, стандартах, договорах, заключаемых субъектами оптового и розничного рынков электроэнергии, а также в иных документах.

3.2. технические условия для технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети: Документ, устанавливающий объем технических мероприятий, выполнение которых обеспечит технологическую возможность присоединения энергопринимающих устройств потребителей к электрической сети энергокомпании.

3.3. контроль качества электрической энергии: Проверка соответствия значений показателей качества электрической энергии (ПКЭ) установленным требованиям.

3.4. периодический контроль качества электрической энергии: Контроль КЭ, осуществляемый в целях управления качеством электрической энергии, при котором периодичность поступления информации о ПКЭ и их оценки, определяемая организацией, осуществляющей контроль КЭ, должна соответствовать периодичности, установленной ГОСТ 13109.

3.5. контроль КЭ при определении технических условий для технологического присоединения: Контроль, осуществляемый с целью установления и проверки выполнения требований к техническим условиям на присоединение энергопринимающих устройств потребителей к электрической сети в части КЭ.

3.6. контроль КЭ при определении условий договора на оказание услуг по передаче электрической энергии: Контроль, осуществляемый с целью проверки соответствия значений ПКЭ требованиям, установленным в договоре между сетевой и энергоснабжающей (сбытовой) организацией или между двумя сетевыми организациями для согласованных пунктов контроля.

3.7. контроль КЭ при допуске к эксплуатации энергопринимающих устройств (электроустановок) потребителей, ухудшающих КЭ: Контроль, осуществляемый с целью проверки выполнения требований к допустимому вкладу электроустановок потребителя в ухудшение КЭ в точке присоединения.

3.8. контроль КЭ при рассмотрении претензий к качеству электрической энергии: Контроль, осуществляемый при рассмотрении претензий сетевой организации к потребителю электрической энергии или потребителя к сетевой организации при ухудшении КЭ, с целью проверки соответствия КЭ установленным требованиям для данных пунктов электрической сети и выявления стороны, виновной в ухудшении КЭ.

3.9. внеочередной контроль качества электрической энергии: Контроль, при котором поступление информации о КЭ осуществляется по мере необходимости. К внеочередному контролю относят контроль, осуществляемый в целях определения технических условий для присоединения электроустановок или требований к КЭ в договоре на оказание услуг по передаче электроэнергии, контроль при допуске к эксплуатации электроустановок потребителей, ухудшающих КЭ, контроль при разработке мероприятий по улучшению качества электрической энергии и др.

Другие публикации:  Glary utilities бесплатная лицензия

3.10. непрерывный контроль качества электрической энергии: Контроль КЭ, непрерывно осуществляемый в целях наблюдения, анализа и управления качеством электрической энергии с помощью стационарных средств измерения ПКЭ, работающих автономно, или автоматизированных информационно-измерительных систем.

3.11. распределительная электрическая сеть: Электрическая сеть, присоединенная к центру питания (ЦП), обеспечивающая распределение электрической энергии между потребителями электрической энергии.

3.12. точка общего присоединения, ТОП: Электрически ближайшая к рассматриваемому потребителю электрической энергии точка электрической сети, к которой присоединены или могут быть присоединены другие потребители электрической энергии.

3.13. пункт контроля качества электрической энергии, ПК КЭ: Пункт сети, в котором выполняют измерения ПКЭ при контроле КЭ и испытаниях электрической энергии.

Примечание — В качестве ПК КЭ могут быть использованы ТОП, граница раздела балансовой принадлежности, выводы электропитания ЭП, а также другие точки сети, в том числе выбранные по согласованию между сетевой организацией и потребителем.

3.14. сетевая организация: Энергокомпания, владеющая на праве собственности или ином основании, установленном федеральными законами, объектами электросетевого хозяйства, с использованием которых оказывает услуги по передаче электрической энергии и осуществляет в установленном порядке технологическое присоединение энергопринимающих устройств (электроустановок) юридических и физических лиц к электрическим сетям.

3.15. точка коммерческого контроля качества электрической энергии, ТКЭ: ТОП, граница раздела балансовой принадлежности или другая точка электрической сети, выбранная по согласованию между энергокомпанией и потребителем в качестве точки сети, в которой при наличии претензий какой-либо из сторон договора будет проведена проверка соблюдения установленных требований к КЭ.

3.16. центр питания, ЦП: Распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или распределительное устройство вторичного напряжения (6000 В и более) трансформаторной подстанции 1) энергокомпании, к которому присоединены сети данного района (региона) по месторасположению обследуемых потребителей.

1. ЦП и присоединенная к нему сеть могут принадлежать разным сетевым организациям.

2. Две секции сборных шин одного распределительного устройства, получающие питание от разных трансформаторов, рассматриваются как разные ЦП.

3. При разнородном характере нагрузок на секциях шин трехобмоточного трансформатора (или трансформатора с расщепленной вторичной обмоткой) и необходимости обеспечения на этих секциях разных законов регулирования напряжения эти секции рассматривают как разные ЦП.

3.17. наибольшее (наименьшее) значение показателя качества электрической энергии: Наибольшее (наименьшее) значение из всех измеренных в течение 24 ч значений ПКЭ.

3.18. верхнее (нижнее) значение показателя качества электрической энергии: Значение верхней (нижней) границы диапазона, которому принадлежат 95 % измеренных в течение 24 ч значений контролируемого ПКЭ.

1) Как правило, трансформаторные подстанции 35-110/6-10 кВ.

4. Сокращения и обозначения

В настоящем стандарте приняты следующие сокращения:

ВРУ — вводно-распределительное устройство;

ПК — пункт контроля;

НД — нормативный документ;

ПБВ — переключение без возбуждения;

ПС — подстанция 35-220/6-10 кВ;

РП — распределительная подстанция;

ТН — измерительный трансформатор напряжения;

ТП — трансформаторная подстанция 6-10/0,4 кВ;

РПН — регулирование под нагрузкой;

РЭ — руководство по эксплуатации;

СИ — средство измерений;

ЭЭ — электрическая энергия.

В настоящем стандарте приняты следующие обозначения:

δU y — установившееся отклонение напряжения, %;

К U — коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, %;

К U ( n ) — коэффициент n -й гармонической составляющей напряжения, %;

К 2 U — коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, %;

К U — коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, %;

Δf — отклонение частоты, Гц;

Δ t п — длительность провала напряжения, с;

п — номер гармонической составляющей напряжения (гармоники);

Т — интервал времени измерения, ч;

δ U пред.в , δ U пред.н — предельно допускаемые верхнее и нижнее значения δUy (границы диапазона, в котором с вероятностью 100 % должно быть поддержано δUy в ПК), %;

δU норм.в , δUнорм.н — нормально допускаемые верхнее и нижнее значения δUy (границы диапазона, в котором с вероятностью 95 % должно быть поддержано δUy в ПК), %.

5. Выбор пунктов контроля качества электрической энергии

5.1. Пункты контроля качества электрической энергии в электрических сетях сетевой организации

5.1.1. Пункты входного контроля качества электрической энергии

В качестве данных ПК выбирают границы раздела балансовой принадлежности двух сетевых организаций или иные пункты, связывающие сети этих организаций и позволяющие выполнять измерения значений ПКЭ. Выбранные ПК указывают в договоре на оказание услуг по передаче электрической энергии.

5.1.2. Пункты контроля качества электрической энергии, передаваемой потребителям

5.1.3. Пункты контроля установившегося отклонения напряжения

Нормы ГОСТ 13109, подраздел 5.2, к допустимым значениям установившегося отклонения напряжения δUy установлены на выводах ЭП. В других точках сети (ТОП, ТКЭ, ТП) нормально допускаемые и предельно допускаемые значения δUy должны быть установлены в договорах на передачу электрической энергии с учетом необходимости выполнения требований ГОСТ 13109 на выводах ЭП (см. приложение А ).

При невозможности организации и обеспечения одновременного контроля КЭ (периодического или непрерывного) у всех потребителей, энергопринимающие устройства которых присоединены к данной электрической сети, в качестве ПК выбирают характерные точки в сети в соответствии с 5.1.3.1 — 5.1.3.4.

5.1.3.1. Группируют распределительные линии, отходящие от ЦП, по доминирующему (если это возможно) характеру графиков нагрузки (линии с промышленной нагрузкой, линии с нагрузкой общественных, научных, коммерческих учреждений, жилых зданий и др.).

5.1.3.2. Выбирают в каждой из групп распределительных линий следующие ПК:

— ТКЭ с потребителями, соответствующие точкам сети, потери напряжения от ЦП до которых являются минимальными и максимальными в рассматриваемой группе распределительных линий в режимах наименьших и наибольших нагрузок ЦП;

— ТКЭ с потребителями, графики нагрузок которых резко отличаются от графика нагрузки ЦП;

— шины 0,4 кВ ТП 6 — 35/0,4 кВ, от которых осуществляют электроснабжение бытовых потребителей, потери напряжения от ЦП до ЭП которых являются минимальными и максимальными в рассматриваемой группе распределительных линий в режимах наибольших и наименьших нагрузок ЦП, или ВРУ к этим бытовым потребителям, или выводы ЭП.

5.1.3.3. Если на ПС 35-110/6-10 кВ установлен трансформатор, осуществляющий один и тот же способ регулирования напряжения для нескольких секций шин (трехобмоточный трансформатор, трансформатор с расщепленными обмотками), то ПК выбирают в объединенной сети, присоединенной ко всем секциям (системам) шин вторичного напряжения данного трансформатора, в соответствии с положениями 5.1.3.2.

В качестве ПК в ЦП рекомендуется выбрать секцию (систему) шин, с учетом характера изменения нагрузки которой осуществляют централизованное регулирование напряжения в объединенной сети.

— расчеты с учетом прогнозируемого роста нагрузок или измерения потерь напряжения в сетях напряжением 6-35 кВ и 0,4 кВ в режимах наибольших и наименьших нагрузок ЦП;

— сведения о загрузке распределительных трансформаторов в ТП и данные о регулировочных ответвлениях, установленных на этих трансформаторах;

— результаты измерений значений силы тока в распределительных линиях и напряжения на шинах 0,4 кВ ТП и др.

5.1.4. Пункты контроля коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности

В качестве ПК для измерений значений К U и К2 U выбирают ТОП (ТКЭ) с потребителями, являющимися источниками ухудшения КЭ (далее — искажающие потребители).

Дополнительно рассматривают целесообразность контроля КЭ в ближайших ТОП (ТКЭ), к которым присоединены восприимчивые к помехам энергопринимающие устройства потребителей, а также точки сети с установленными статическими компенсирующими устройствами.

5.1.5. Пункты контроля коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности

В качестве ПК для измерений значений К0U выбирают шины 0,4 кВ ТП 6 — 35/0,4 кВ.

В качестве ПК могут быть выбраны шины трехфазного ВРУ жилого здания.

Выбор конкретных ПК осуществляют с учетом результатов измерений токов в линиях 0,4 кВ и напряжений на шинах 0,4 кВ ТП, проводимых сетевой организацией два раза в год в период наибольших и наименьших годовых нагрузок. При этом в первую очередь выбирают точки сети, в которых была зарегистрирована наибольшая несимметрии фазных токов и напряжений.

5.1.6. Пункты контроля отклонения частоты и длительности провала напряжения

В качестве ПК для измерений отклонения частоты Δf и длительности провала напряжения Δfп выбирают любой удобный для контроля пункт сети, в том числе любые ТКЭ.

В качестве ПК для контроля соответствия колебаний напряжения требованиям ГОСТ 13109 выбирают ТОП искажающих и неискажающих потребителей электроэнергии (шины 6-35 кВ ПС, РП или шины 0,4 кВ ТП).

Рекомендации по выбору ПК, изложенные в данном разделе, используются при проведении периодического контроля и непрерывного контроля с помощью автономных стационарных СИ, сертификационных испытаний электрической энергии и инспекционного контроля за сертифицированной продукцией.

5.2. Пункты контроля качества электрической энергии для проведения контроля при рассмотрении претензий к КЭ

В качестве ПК выбирают ТКЭ с потребителем, заявившим претензию.

При необходимости дополнительно могут быть выбраны другие ПК, результаты измерений в которых позволяют установить обоснованность претензий, предъявляемых к КЭ участвующими в споре сторонами, например ближайшая к рассматриваемому потребителю ТОП, если последняя не является ТКЭ с этим потребителем, точка в системе электроснабжения потребителя, приближенная к источнику ухудшения КЭ, точка сети более высокого класса напряжения, электрически ближайшая к ТОП с рассматриваемым потребителем.

5.3. Пункты контроля качества электрической энергии для проведения внеочередного контроля

В качестве ПК для измерений тех ПКЭ, по которым ЭП потребителя ухудшают КЭ, выбирают ТОП с данным потребителем. Дополнительно в качестве ПК при допуске к эксплуатации ЭП потребителя, ухудшающего КЭ, может быть выбрана точка в системе электроснабжения потребителя, приближенная к этому ЭП.

В других случаях (например, по заявлению потребителя) ПК выбирают по согласованию между сетевой организацией и потребителем.

5.4. Пункты контроля качества электрической энергии в электрических сетях потребителя

5.4.1. Пункты контроля качества закупаемой/передаваемой электрической энергии

В качестве ПК выбирают ТКЭ, если она расположена в сети потребителя, пункт на границе раздела балансовой принадлежности или иной пункт, ближайший к границе раздела, в котором могут быть проведены измерения значений ПКЭ.

5.4.2. Пункты контроля установившегося отклонения напряжения

В качестве ПК для измерений значений δUy (дополнительно к ПК качества закупаемой/передаваемой ЭЭ по 5.4.1) выбирают выводы характерных ЭП потребителя: ближайшего к границе раздела и наиболее удаленного от нее, а также выводы ЭП, характер нагрузки которых резко отличается от графиков нагрузки ЦП в интервалах времени наибольших и наименьших нагрузок, сообщаемых потребителю сетевой организацией.

При выборе характерных ЭП потребителя рекомендуется использовать данные, полученные при расчетах и измерениях в соответствии с 5.1.3.4 .

5.4.3. Пункты контроля коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности

В качестве ПК для измерений значений К U и К2 U (дополнительно к ПК входной ЭЭ согласно 5.4.1) выбирают ТОП, к которым присоединены нелинейные и несимметричные ЭП.

5.4.4. Пункты контроля коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности

В качестве ПК для измерений значений К U выбирают шины 0,4 кВ ТП, к которым присоединены трехфазные нагрузки или одновременно трех- и однофазные нагрузки.

5.4.5. Пункты контроля характеристик колебаний напряжения выбираются согласно 5.1.7 .

5.5. Пункты контроля при проведении государственного надзора за КЭ

Органы государственного контроля (надзора) выбирают ПК по своему усмотрению.

6. Требования к продолжительности и периодичности измерений при проведении контроля качества и испытаний электрической энергии

6.1. Сетевая организация должна проводить периодический контроль качества передаваемой ЭЭ, если не организован непрерывный контроль КЭ. Потребитель обязан проводить периодический контроль КЭ не реже, чем это установлено в правилах технической эксплуатации электроустановок потребителей [ 1 ].

6.2. При проведении периодического контроля КЭ общая продолжительность непрерывных измерений значений ПКЭ в соответствии с ГОСТ 13109 должна быть 7 сут.

Допускается уменьшение общей продолжительности контроля КЭ, если в недельном цикле достоверно определены 1 сут. (несколько суток), результаты измерений значений ПКЭ за которые являются репрезентативными для недельного цикла. При этом продолжительность непрерывных измерений каждого ПКЭ (за исключением длительности провала Δ t п ) должна быть не менее 24 ч.

Интервал между очередными измерениями значений ПКЭ при периодическом контроле КЭ, устанавливаемый сетевой организацией, должен составлять:

— для δUy — не более половины года в зависимости от сезонного изменения нагрузок в сети ЦП, а при наличии автоматического встречного регулирования напряжения — не более одного года. При незначительной динамике максимальной нагрузки ЦП (не более 10 % за год) и при отсутствии существенных изменений в электрической схеме сети и ее элементах в процессе эксплуатации допускается увеличивать интервал времени между двумя контрольными проверками δUy (но не более двух лет);

— для остальных ПКЭ (за исключением Δf и Δ t п ) — не более двух лет при отсутствии изменений электрической схемы сети и ее элементов в процессе эксплуатации и незначительных изменениях нагрузки потребителя, ухудшающего КЭ.

Периодический контроль КЭ по отклонению Δf при отсутствии организованного в сетевой организации непрерывного контроля этого ПКЭ проводят не реже двух раз в год в режимах наибольших и наименьших годовых нагрузок. Интервал между контрольными проверками допускается увеличивать, но он должен составлять не более двух лет.

Другие публикации:  Картинка ты моя собственность

Если ЦП и распределительная сеть принадлежат разным сетевым компаниям, то сроки проведения периодического контроля КЭ в этих организациях согласовывают.

6.4. Продолжительность непрерывного контроля КЭ при разработке ТУ на технологическое присоединение энергопринимающих устройств и определении условий договора на оказание услуг по передаче ЭЭ должна быть не менее 24 ч. Ее устанавливает сетевая организация так, чтобы были включены характерные суточные изменения ПКЭ в недельном цикле.

При допуске в эксплуатацию ЭП потребителей, являющихся источниками ухудшения КЭ в ТОП, контроль ПКЭ следует проводить до и после подключения этих ЭП. Общую продолжительность измерений значений ПКЭ до и после подключения устанавливает сетевая организация с учетом характерных суточных изменений ПКЭ в недельном цикле, но не менее 2 сут.

6.5. При существенных изменениях в электрической схеме сети и ее элементах в процессе эксплуатации сетевой организации и потребителям электроэнергии следует провести не позднее месячного срока внеочередной контроль ПКЭ продолжительностью измерений не менее 7 сут.

6.6. При проведении арбитражных и сертификационных испытаний ЭЭ, а также испытаний при инспекционном контроле сертифицированной ЭЭ продолжительность непрерывных измерений значений ПКЭ должна составлять не менее 7 сут.

Соответствие КЭ установленным требованиям проверяют по результатам контроля за каждые 24 ч в отдельности. При этом общее время перерывов в измерениях ПКЭ 1 сут, включая длительность провалов и перенапряжений, не должно превышать 5 мин.

6.8. Общая продолжительность непрерывных измерений ПКЭ при рассмотрении претензий к КЭ устанавливается соглашением между сетевой организацией и потребителями, но должна быть не менее 1 сут.

7. Требования к средствам измерений

7.1. Пределы допускаемых погрешностей измерений значений ПКЭ должны соответствовать ГОСТ 13109, подразделы 7.1 и 7.2, при интервалах усреднения результатов измерений согласно подразделу 8.1.

7.2. При выполнении измерений ПКЭ применяют СИ, реализующие алгоритмы обработки результатов измерений в соответствии с ГОСТ 13109, имеющие сертификат утверждения типа и свидетельство о поверке.

7.3. Средства измерения, используемые в автоматизированных системах непрерывного контроля КЭ, должны обеспечивать непрерывное накопление информации о текущих значениях измеряемых величин, сжатие ее в соответствии с ГОСТ 13109 и передачу на сервер по соответствующим каналам связи, имея высокоскоростные интерфейсы передачи данных (RS-232, RS-485, Ethernet, GSM и т.п.).

7.4. При проведении контроля КЭ в сетях с номинальным напряжением свыше 1000 В применяют измерительные делители напряжения или ТН. При этом мощность нагрузки вторичных цепей измерительных ТН с учетом входных сопротивлений используемых СИ должна находиться согласно ГОСТ 1983 в допустимых пределах от 25 % до 100 % по отношению к номинальной мощности нагрузки, установленной для класса точности данного ТН.

8. Измеряемые напряжения

8.1. При определении ПКЭ в трех- и однофазных сетях измеряют фазные напряжения. В трехпроводных сетях с изолированной нейтралью при наличии однофазных заземляемых или трехфазных заземляемых трансформаторов измеряют напряжения между фазой и землей.

8.2. При отсутствии в сетях с изолированной нейтралью однофазных заземляемых или трехфазных заземляемых трансформаторов допускается измерять междуфазные напряжения.

9. Требования безопасности

9.2. Помещения, используемые при контроле КЭ, должны соответствовать требованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004.

9.3. СИ, используемые при определении значений ПКЭ, должны соответствовать требованиям безопасности по ГОСТ Р 51350.

10. Требования к квалификации операторов

10.1. К испытаниям ЭЭ допускают лиц, имеющих квалификацию не ниже 3-й группы (в обоснованных случаях 4-й группы) по электробезопасности. Эти лица должны быть подготовлены в установленном порядке к проведению испытаний ЭЭ с целью контроля КЭ.

10.2. Анализ результатов испытаний и оформление протоколов могут проводить лица со средним специальным или высшим образованием.

11. Условия испытаний

11.1. Испытания электрической энергии с целью контроля КЭ проводят в любых режимах работы электрической сети, кроме аварийного режима.

11.2. При проведении испытаний ЭЭ для измерения ПКЭ в ПК обеспечивают выполнение условий эксплуатации СИ.

11.3. Организации, проводящие испытания электрической энергии, должны соответствовать требованиям ГОСТ Р ИСО/МЭК 17025.

12. Подготовка к проведению испытаний

12.1. Перед проведением испытаний в электрических сетях напряжением свыше 1000 В следует:

— определить тип измерительного ТН в ПК, номинальные напряжения и схему соединений вторичных обмоток ТН, класс точности, наличие действующего свидетельства о поверке или поверительного клейма, схему соединений нагрузок вторичных обмоток измерительного ТН;

— определить мощность нагрузки и коэффициент мощности вторичных цепей ТН в соответствии с методикой выполнения измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТН или параметров вторичных цепей ТН, аттестованной в установленном порядке. Методика определения мощности нагрузки и коэффициента мощности вторичных цепей трансформатора напряжения в условиях эксплуатации приведена в приложении Б . Мощность нагрузки должна соответствовать рекомендованным условиям применения измерительных ТН. В противном случае проводят мероприятия, обеспечивающие их выполнение (догрузка вторичных цепей, использование дополнительных измерительных ТН и др.).

12.2. Перед началом испытаний следует:

— измерить температуру, влажность и давление в ПК, а также напряжение и частоту питания для контроля и обеспечения условий применения СИ в соответствии с РЭ применяемых СИ;

— установить СИ, заземлить их и подготовить к работе в соответствии с РЭ, включая прогрев, корректировку текущего времени и даты, введение необходимых уставок. В качестве соединительных проводов между СИ и сетью следует использовать соединительные кабели, входящие в комплект СИ;

— принять меры для исключения влияния помех на измерительные цепи СИ. Напряжение помехи оценивают следующим образом. Один из входных зажимов кабеля, соответствующий каналу измерений, по которому осуществляют синхронизацию СИ (как правило, каналу измерений напряжения фазы А), подключают к контролируемой цепи, остальные зажимы присоединяют к клемме заземления объекта (ТН или клеммное устройство, к которому подключают СИ). Действующее значение напряжения помехи на заземленных каналах измерений фазного (междуфазного) напряжения не должно превышать 0,1 % номинального значения измеряемого напряжения;

— определить соответствие маркировки фаз измеряемой трехфазной сети правильному чередованию фаз с помощью фазоуказателя или применяемого средства измерения ПКЭ. Следование фаз входных сигналов должно совпадать с маркировкой соответствующих измерительных каналов напряжения прибора;

— убедиться в работоспособности собранной схемы, проконтролировав текущие значения ПКЭ.

13. Проведение испытаний

13.1. Условия испытаний ЭЭ в ПК контролируют не менее одного раза в сутки.

13.2. ПКЭ измеряют в соответствии с РЭ применяемых СИ и с учетом требований ГОСТ 13109, приложение Б .

13.3. Продолжительность и периодичность испытаний устанавливают в соответствии с разделом 6 .

13.4. Перед окончанием испытаний проверяют выполнение требования 6.7 по суммарному перерыву в измерениях ПКЭ и в случае невыполнения этого требования испытания повторяют.

14. Обработка результатов испытаний

Для оценки соответствия ПКЭ установленным требованиям СИ должны обеспечивать обработку результатов испытаний с учетом требований ГОСТ 13109, раздел 6, с выявлением за каждые 24 ч наибольших значений ПКЭ: К U , К U ( n ) , К2 U , К U и наибольших и наименьших, а также верхних и нижних значений ПКЭ: δUy, Δf.

15. Оформление результатов испытаний

15.1. Протокол испытаний

15.1.1. Результаты испытаний оформляют протоколом испытаний электрической энергии (далее — протокол).

Рекомендуемая форма протокола приведена в приложении В .

15.1.2. В приложениях к протоколу приводят результаты измерений мощности нагрузки ТН, а также результаты измерений ПКЭ в ПК за каждые 24 ч, описание мер по поддержанию требуемых условий измерений, а также дополнительные сведения, необходимость представления которых определяют организация, выполняющая измерения, и (или) заказчик, например суточные графики изменения ПКЭ в ПК.

15.1.3. Результаты измерений δUy в ПК должны быть представлены в виде:

— наибольшего и наименьшего значений (с учетом знака) δUy отдельно в режимах наибольших и наименьших нагрузок ЦП за каждые 24 ч общего времени непрерывных измерений;

— верхнего и нижнего значений (с учетом знака) δUy отдельно в режимах наибольших и наименьших нагрузок ЦП.

Примечание — Верхнее и нижнее значения δUy являются границами диапазона, к которому относятся 95 % значений, измеренных за 24 ч, охватывающих режимы наибольших и наименьших нагрузок ЦП.

15.1.4. По согласованию между сетевой организацией и потребителем допускается результаты измерений δUy представлять в виде:

— наибольшего и наименьшего значений (с учетом знака) за каждые 24 ч общего времени измерений;

— верхнего и нижнего значений (с учетом знака) за каждые 24 ч общего времени измерений.

наибольшего значения контролируемого ПКЭ за каждые 24 ч общего времени измерений;

верхнего значения контролируемого ПКЭ за каждые 24 ч общего времени измерений.

Примечание — Верхнее значение контролируемого ПКЭ является границей, ниже которой находятся 95 % измеренных за 24 ч значений.

15.1.6. Результаты измерений Δf должны быть представлены в виде:

— наибольшего и наименьшего значений (с учетом знака) за каждые 24 ч общего времени измерений;

— верхнего и нижнего значений (с учетом знака) за каждые 24 ч общего времени измерений.

15.1.7. Форма представления результатов измерений ПКЭ по 15.1.3 — 15.1.6 является обязательной при всех видах испытаний КЭ в сферах, подлежащих государственному контролю (надзору).

Приложение А
(рекомендуемое)
Допускаемые значения установившихся отклонений напряжения в пунктах контроля

А.1. В соответствии с ГОСТ 13109 нормы КЭ по δUy устанавливают для выводов ЭП, в остальных точках распределительной электрической сети (далее — сеть) значения δUy должны обеспечивать выполнение норм КЭ по ГОСТ 13109 на выводах ЭП.

А.2. В зависимости от ПК, порядок выбора которых установлен в разделе 6, количественные значения норм δUy в общем случае могут быть различными, и их следует устанавливать в договорах энергоснабжения с учетом необходимости выполнения требований ГОСТ 13109.

А.3. В договорах на оказание услуг по передаче электрической энергии допускаемые значения в ТОП (ТКЭ) устанавливают в виде диапазонов, фиксируемых отдельно:

а) для режимов наибольших нагрузок ЦП:

— предельно допускаемые наибольшее и наименьшее значения δUy;

— нормально допускаемые верхнее и нижнее значения δUy;

б) для режимов наименьших нагрузок ЦП:

— предельно допускаемые наибольшее и наименьшее значения δUy;

— нормально допускаемые верхнее и нижнее значения δUy.

А.4. Если в ЦП осуществляют встречное регулирование напряжения, допускается по согласованию с потребителем определять значения δUy без деления на режимы наибольших и наименьших нагрузок.

В этом случае все измеренные в течение каждых суток периода наблюдений значения должны находиться в диапазоне δUпред.в. δUпред.н, а 95 % измеренных значений — в диапазоне δUнорм.в. δUнорм.н, определяемых по формулам:

; (А.1)

; (А.2)

; (А.3)

. (A.4)

А.5. Интервалы времени наибольших и наименьших нагрузок ЦП определяют следующим образом:

— выбирают типовой для данной сети суточный график нагрузки ЦП, к которому присоединена сеть, для зимнего и летнего периодов (см. рисунок А.1);

— на временном отрезке, равном 24 ч, определяют среднее значение мощности суточной нагрузки Sср;

— определяют интервал наибольшей нагрузки t2. t3, в течение которого действительная суточная мощность нагрузки S больше ее среднего значения Scp;

— определяют интервалы наименьшей нагрузки t1. t2 и t3. t4, в течение которых действительная суточная мощность нагрузки S меньше ее среднего значения Sср.

Рисунок А.1 — Пример типового суточного графика нагрузки центра питания

А.6 При определении δUy в качестве ПК могут быть выбраны:

— шины 6-10 кВ ПС, являющиеся ЦП;

— шины 35-220 кВ ПС.

Нормально и предельно допускаемые значения δUy в перечисленных ПК определяют по формулам, приведенным в таблице А.1, по результатам расчетов потерь напряжения по всем присоединениям (фидерам) сети к ЦП, пример которой приведен на рисунке А.2.

Таблица А .1 — Формулы для определения границ диапазона нормально допускаемых значений установившегося отклонения напряжения в ПК

ПК , его номер в схеме на рисунке А .2, обозначение установившегося отклонения напряжения в этом ПК

Границы нормально допускаемых значений установившегося отклонения напряжения в ПК

Leave a Reply

Ваш e-mail не будет опубликован. Обязательные поля помечены *