Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии РД 153-34.0-15.502-2002 (утв. Госэнергонадзором 15 июля 2002 г.)

Методические указания
по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения
Часть 2. Анализ качества электрической энергии
РД 153-34.0-15.502-2002
(утв. Госэнергонадзором 15 июля 2002 г.)

ГАРАНТ:

См. Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения Часть 1. Контроль качества электрической энергии РД 153-34.0-15.501-00, утвержденные Госэнергонадзором 27 декабря 2000 г.)


Срок действия установлен

с 1 мая 2003 г. до 1 мая 2007 г.

ГАРАНТ:

Настоящие Методические указания включены в Перечень нормативных правовых актов и нормативных документов, относящихся к сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (П-01-01-2009, раздел I) по состоянию на 1 июля 2009 года, утвержденный приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 31 июля 2009 г. N 667



Аннотация


Настоящий документ РД 153-34.0-15.502-2002 "Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии" устанавливает методы анализа качества электрической энергии, применяемые при выявлении причин несоответствия требованиям ГОСТ 13109-97, а также порядок проведения работ при анализе качества электрической энергии, в том числе - операции выполнения измерений, обработки и представления результатов измерений.

Данная часть методических указаний предназначена для применения организациями, занимающимися вопросами анализа качества электрической энергии.

С введением в действие настоящего документа утрачивает силу на территории Российской Федерации Дополнение N 1 к РД 34.15.501-88 "Методика контроля и анализа качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения" (Москва, Екатеринбург, 1995 г).

Методические указания зарегистрированы в Федеральном реестре МВИ, рег. код ФР.1.34.2003.00822.


1 Область применения


1.1 Настоящая часть "Методических указаний по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения" (далее - Указания) устанавливает методы анализа качества электрической энергии (КЭ) и методики измерений показателей КЭ в системах электроснабжения общего назначения однофазного и трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, с целью выявления причин несоответствий установленным требованиям к КЭ.

Положения, изложенные в настоящем документе, распространяются на следующие показатели качества электрической энергии (ПКЭ):

- установившееся отклонение напряжения;

- коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения;

- коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;

- коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;

- коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности;

- отклонение частоты.

1.2 Настоящая часть Указаний, предназначена для применения организациями, занимающимися вопросами анализа качества электрической энергии.


2 Нормативные ссылки


В Указаниях использованы ссылки на следующие нормативные документы:

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

[2] РД 153-34.0-15.501-00 "Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 1. Контроль качества электрической энергии";

[3] ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ "Методики выполнения измерений";

[4] РМГ 29-99. ГСИ "Метрология. Основные термины и определения";

[5] ГОСТ 16504-81 СГИП "Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения";

[6] ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин";

[7] РД 153-34.0-03.150-00 "Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок".


3 Определения, сокращения и обозначения


3.1 В настоящих Указаниях применяют следующие термины и определения:

- анализ КЭ - выявление причин несоответствия показателей КЭ установленным требованиям;

- входной контроль КЭ (для энергоснабжающей организации) - контроль показателей КЭ в точке поставки электрической энергии (ЭЭ) от вышестоящей энергоснабжающей организации;

- допустимый вклад - значения показателей КЭ, установленные в договоре энергоснабжения или в технических условиях на присоединение, и определяющие допустимое влияние искажающих электроприемников потребителя на КЭ в точке общего присоединения или в точке коммерческого контроля;

- искажающий электроприемник - приемник электрической энергии с нелинейной электрической характеристикой или с несимметричным или колебательным режимом работы, подключение которого к сети приводит или может привести к несинусоидальности, колебаниям напряжения или несимметрии трехфазной системы напряжений в электрической сети;

- контроль КЭ - проверка соответствия показателей КЭ установленным требованиям;

- корректирующее мероприятие - мероприятие, предпринятое для устранения причин существующего несоответствия и предотвращения их повторного возникновения;

- несоответствие - отличие одного или нескольких показателей КЭ от установленных в нормативных документах требований;

- периодический контроль КЭ - контроль, осуществляемый в целях управления КЭ, при котором поступление информации о контролируемых показателях и их оценка происходит периодически с интервалами, определяемыми организацией, осуществляющей контроль КЭ, но в пределах, установленных ГОСТ 13109-97;

- потенциальное несоответствие - несоответствие показателей КЭ установленным требованиям, возникновение которого возможно через некоторый промежуток времени или при определенных условиях;

- предупреждающее мероприятие - мероприятие, предпринятое для устранения возможных причин потенциального несоответствия и предотвращения его возникновения;

- пункт контроля КЭ - пункт электрической сети, в котором проводят измерение показателей КЭ при контроле качества ЭЭ;

в качестве пункта контроля КЭ может быть использована точка общего присоединения, граница раздела балансовой принадлежности, выводы приемников электрической энергии, а также другие точки электрической сети, в том числе выбранные по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем;

- разрешенная мощность (потребителя) - наибольшая полная мощность электроустановок потребителя, разрешенная для присоединения к сети энергоснабжающей организации;

разрешенная мощность устанавливается в технических условиях на присоединение, выдаваемых потребителю;

- распределительная электрическая сеть - электрическая сеть, присоединенная к центру питания, обеспечивающая распределение между потребителями или передачу ЭЭ организациям, заключающим договора энергоснабжения с потребителями;

- технологический контроль КЭ - контроль КЭ с длительностью и (или) погрешностью измерений, которые могут отличаться от требований ГОСТ 13109-97;

- точка общего присоединения - электрически ближайшая к рассматриваемому потребителю ЭЭ точка электрической сети энергоснабжающей организации, к которой присоединены или могут быть присоединены другие потребители ЭЭ;

- точка коммерческого контроля КЭ - точка общего присоединения, граница балансовой принадлежности, или другая точка электрической сети, принятая по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем в качестве точки сети, в которой при наличии претензий какой-либо из сторон договора будет производиться проверка соблюдения договорных условий по КЭ и расчеты за их нарушение;

- установленные требования к КЭ - требования к КЭ, установленные в Законах, Регламентах, нормативных документах, договорах энергоснабжения, технических условиях на присоединение, а также в иных документах;

- фактический вклад - измеренные в точке общего присоединения или в точке коммерческого контроля значения показателей КЭ, характеризующие фактическое влияние искажающих электроприемников рассматриваемого потребителя на КЭ в этой точке;

- центр питания - распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или вторичного напряжения (6 кВ и выше) подстанции энергоснабжающей организации, к которому присоединены электрические сети данного района (региона) по месторасположению рассматриваемых потребителей;

центр питания и присоединенные к нему электрические сети могут принадлежать разным энергоснабжающим организациям.

3.2 В настоящих Указаниях приняты следующие сокращения:

АРН - автоматический регулятор напряжения;

АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;

АСКУЭ - автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии;

ДВ - допустимый вклад;

ДЭ - договор энергоснабжения;

КЭ - качество электрической энергии;

КБ - конденсаторная батарея;

ПКЭ - показатель качества электрической энергии;

РПН - трансформатор с регулированием напряжения под нагрузкой;

ТКЭ - точка коммерческого контроля КЭ;

ТН - измерительный трансформатор напряжения;

ТОП - точка общего присоединения;

ТТ - измерительный трансформатор тока;

ТУ - технические условия на присоединение;

ФВ - фактический вклад;

ЦП - центр питания;

ЭП - электроприемник;

ЭСО - энергоснабжающая организация;

ЭЭ - электрическая энергия.

3.3 В настоящих Указаниях установлены следующие обозначения:


Дельта f      - отклонение частоты;
дельта U      - установившееся отклонение напряжения;
        у
Е             - добавка  напряжения,  создаваемая   изменением   отпайки
 Т              трансформатора 6-10/0,4 кВ;

I , I , I     - фазные токи;
 А   В   С

I             - ток в нулевом проводе
 0

I             - ток основной частоты в k-ой линии;
 1k

I             - суммарный ток основной частоты;
 (1)Сумма

I             - ток основной  частоты прямой  последовательности  в k-ой
 1(1)k          линии;

I             - суммарный      ток      основной      частоты     прямой
 1(1)Сумма      последовательности;

I             - ток     обратной    последовательности  в   k-ой  линии,
 2k             присоединенной к ТОП;

I             - ток обратной последовательности  в  присоединении ТОП  к
 2Сумма         вышерасположенным электрическим сетям ЭСО;

I             - n-ая  гармоническая  составляющая  тока  в  k-ой  линии,
 (n)k           присоединенной к ТОП;

I             - n-ая  гармоническая  составляющая  суммарного   тока   в
 (n)Сумма       присоединении  ТОП  к  вышерасположенным   электрическим
                сетям ЭСО;
K             - коэффициент    искажения     синусоидальности     кривой
 U              напряжения;

K             - коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения;
 U(n)

К             - коэффициент    несимметрии   напряжений    по   обратной
 2U             последовательности;

К             - коэффициент    несимметрии    напряжений    по   нулевой
 0U             последовательности;

К             - коэффициент n-ой гармонической составляющей тока  в k-ой
 I(n)k          линии;

К             - коэффициент n-ой гармонической  составляющей  суммарного
 I(n)Сумма      тока;

P             - активная   мощность   n-ой    гармоники,    потребляемая
 (n)k           (генерируемая) потребителями k-ой линии;

P             - активная   мощность   n-ой    гармоники,    потребляемая
 (n)Сумма       (генерируемая) ЭСО;

P             - активная  мощность   по   обратной   последовательности,
 2k             потребляемая (генерируемая) потребителями k-ой линии;

P             - активная   мощность  по   обратной   последовательности,
 2Сумма         потребляемая (генерируемая) ЭСО;

S             - суммарная      установленная     мощность     искажающих
 иск            электроприемников     потребителя     с       нелинейной
                вольт-амперной характеристикой;
S             - наименьшая мощность короткого замыкания сети в ТОП;
 кз.нм

S             - разрешенная мощность объекта;
 разр

S             - суммарная нагрузка в ТОП (ТКЭ);
 н Сумма

U , U , U     - фазные напряжения;
 A   B   C

U             - напряжение нулевой последовательности;
 0

U             - напряжение основной частоты в ТОП;
 (1)топ

U             - напряжение основной  частоты прямой последовательности в
 (1)топ         ТОП

U             - n-ая гармоническая составляющая напряжения в ТОП;
 (n)топ

U             - напряжение обратной последовательности в ТОП;
 2топ

фи            - фазовый    угол    сдвига    между   n-ой  гармонической
  UI(n)k        составляющей    напряжения   U_(n)топ  в  ТОП   и   n-ой
                гармонической составляющей I_(n)k тока в k-ой линии;
фи            - фазовый   угол   сдвига    между    n-ой   гармонической
  UI(n) Сумма   составляющей    напряжения   U_(n)топ  в   ТОП   и  n-ой
                гармонической составляющей суммарного тока I_(n)Сумма  в
                присоединении  ТОП  к  вышерасположенным   электрическим
                сетям ЭСО;
фи            - фазовый угол сдвига  между  напряжением  U_2топ обратной
  UI2k          последовательности   в   ТОП   и  током  I_2k   обратной
                последовательности в k-ой линии, присоединенной к ТОП;
фи            - фазовый угол сдвига между  напряжением  U_2топ  обратной
  UI2 Сумма     последовательности  в  ТОП и  током  I_2Сумма   обратной
                последовательности     в     присоединении     ТОП     к
                вышерасположенным электрическим сетям ЭСО.

3.4 В настоящих Указаниях, если не отмечено иное, соответствующие обозначения установлены для действующих значений напряжения и тока, а также гармонических и иных составляющих этих величин (см. также 3.3).


4 Методы анализа качества электрической энергии


4.1 Общие положения


4.1.1 Анализ качества электрической энергии проводят при наличии претензий или замечаний от потребителей, а также в случае выявления существующих или потенциальных несоответствий по результатам:

- входного контроля КЭ;

- периодического контроля КЭ;

- технологического контроля КЭ, проводимого энергоснабжающей организацией (ЭСО) в питающих и распределительных электрических сетях;

- испытаний ЭЭ органами государственного надзора;

- сертификационных испытаний ЭЭ и испытаний при инспекционном надзоре за сертифицированной ЭЭ.

4.1.2 Для анализа причин потенциальных несоответствий дополнительно могут быть использованы источники информации:

- проектная документация и технические условия на проектирование новых источников ЭЭ и на развитие электрических сетей;

- данные о предполагаемых потребителях ЭЭ новых сетевых объектов;

- выданные технические условия и заключенные договора энергоснабжения;

- расчеты режимов работы электрических сетей, в том числе с нагрузками искажающих потребителей для нормальных и ремонтных схем электроснабжения;

- результаты обследований выполнения правил технической эксплуатации;

- другие источники информации.

4.1.3 Анализ качества электрической энергии при нарушении требований к КЭ включает следующие операции:

- установление причин несоответствий;

- выявление объектов, режимы работы электрооборудования которых обусловили появление несоответствия в ТОП.

4.1.4 По результатам анализа принимают решения о корректирующих и (или) предупреждающих мероприятиях.

4.1.5 После проведения соответствующих мероприятий должна быть оценена их результативность.

Оценку выполняют на основе протоколов контроля КЭ, который должен быть проведен непосредственно после выполнения указанных мероприятий, а также, при необходимости, протоколов измерений с целью анализа КЭ.

Для оценки результативности принятых мер в течение определенного периода времени, например, в течение года, следует использовать результаты планового периодического контроля КЭ или данные, получаемые от автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ).


4.2 Отклонение частоты


4.2.1 Причинами несоответствий по отклонению частоты Дельта f могут быть:

- отсутствие достаточного резерва мощности и пропускной способности элементов сети;

- ошибки в планировании диспетчерских графиков спроса и предложения в активной мощности, в подборе электростанций для размещения первичного резерва, в том числе - необходимого при аварийных нарушениях баланса мощности, в планировании дополнительных резервов пропускной способности линий для выдачи первичного резерва при внезапных нарушениях баланса;

- несвоевременность предоставления резерва мощности для его использования в режимах первичного, вторичного или третичного регулирования в соответствии с заданными системным оператором требованиями.

4.2.2 Выяснение причин несоответствия проводится на основе анализа информации, получаемой от АСДУ, в том числе:

- телеинформации (телеизмерений параметров режима в контрольных точках, телесигнализации состояния основного коммутационного оборудования и элементов вторичной коммутации на энергообъектах, команд телеуправления и телерегулирования и др.);

- данных суточной диспетчерской ведомости о балансах активной и реактивной мощности в контрольных точках;

- данных автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ);

- оперативно-технологической информации (данных о балансах электрической и тепловой энергии, запасах топлива, гидроресурсов, прогнозе нагрузок, информации о нарушении диспетчерского графика и др.).


4.3 Отклонение напряжения


4.3.1 Причинами несоответствий по установившемуся отклонению напряжения дельта U_у могут быть:

- неверно выбранный коэффициент трансформации трансформатора 6-10/0,4 кВ или не проведенное своевременно сезонное переключение отпаек этих трансформаторов;

- разнородность нагрузок линий 0,38 кВ и несовместимость требований потребителей к дельта U_у на шинах 0,4 кВ трансформаторов 6-10/0,4 кВ;

- значительная несимметрия фазных нагрузок в сетях 0,4 кВ;

- значительные потери напряжения в распределительной сети, превышающие предельные значения, установленные в [2, приложение А, раздел А.4];

- отсутствие трансформаторов с регулированием напряжения под нагрузкой (РПН) в центре питания (ЦП) распределительной сети;

- отсутствие автоматического регулятора напряжения (АРН) в ЦП или его неиспользование;

- некорректная работа АРН или неправильно выбранный закон регулирования напряжения в ЦП;

- разнородность нагрузок распределительных линий 6-10 кВ и несовместимость требований потребителей всей распределительной сети к дельта U_у на шинах ЦП;

- ошибки в планировании диспетчерских графиков спроса и предложения в реактивной мощности;

- отсутствие договорных отношений или некорректно определенные договорные условия по допустимому диапазону дельта U_у в ТКЭ;

- неверно заданные уставки регулирующих устройств на генераторах, повышающих трансформаторах и автотрансформаторах связи, отсутствие или недостаточное использование специальных устройств в межсистемных линиях и питающих сетях энергосистем, регулирующих реактивную мощность (синхронных компенсаторов, батарей статических компенсаторов и шунтирующих реакторов), пониженная пропускная способность питающих сетей и др.;

- превышение потребителем разрешенной ему мощности или нарушение договорных условий с ЭСО по использованию специальных средств, регулирующих реактивную мощность (батарей статических конденсаторов, синхронных двигателей).

4.3.2 Для выявления причин несоответствия по дельта U_у и разработки возможных корректирующих и предупреждающих мероприятий рекомендуется последовательно выполнить операции по 4.3.2.1-4.3.2.4:

4.3.2.1 Провести анализ протоколов измерений дельта U_у в рассматриваемой точке сети.

При анализе протоколов измерений дельта U_у следует:

- сопоставить полученные результаты с допустимыми пределами изменений дельта U_у и установить вид несоответствия по дельта U_у - значения, большие верхних или меньшие нижних допустимых пределов;

- установить потенциальную возможность появления несоответствия по дельта U_у через определенный интервал времени, оценивая близость полученных результатов измерений дельта U_у к допустимым пределам и возможность выхода результатов измерений за указанные допустимые пределы диапазона изменений дельта U_у при прогнозируемых изменениях режимов работы электрической сети;

- сопоставить ширину допустимого и фактического диапазона изменений дельта U_у в рассматриваемой точке сети;

- определить интервалы времени суток, в которых отмечены нарушения по дельта U_у, т.е. выходы результатов измерений за указанные допустимые пределы диапазона изменений дельта U_у.

4.3.2.2 В случае, когда ширина фактического диапазона изменений дельта U_у в рассматриваемой ТОП не превышает ширину допустимого диапазона, то следует рассмотреть возможность применения местных средств регулирования напряжения, устраняющих причины несоответствия по дельта U_у, в том числе - средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности, установленных у потребителей, присоединенных к ТОП.

4.3.2.3 Если ширина фактического диапазона изменений дельта U_у в рассматриваемой точке сети превышает ширину допустимого диапазона или возможные местные средства регулирования напряжения не устраняют причину несоответствия по дельта U_у, следует проверить соответствие фактической нагрузки присоединенных к ТОП потребителей суммарной нагрузке, заданной при расчете требуемого режима напряжения в сети, и оценить возможность влияния суммарной полной нагрузки потребителей в ТОП на режим напряжения в этой точке по соотношению (в процентах):


               (S       /S     ) х 100 <= 0,5,                     (4.1)
                 н Сумма  кз.нм

4.3.2.4 В случае, когда соотношение (4.1) выполняется, то влиянием суммарной нагрузки потребителей, присоединенных к ТОП, на режим напряжения можно пренебречь.

4.3.2.5 Если соотношение (4.1) не выполняется, следует провести одновременный анализ протоколов измерений, полученных во всех характерных точках распределительной сети, с выявлением интервалов времени нарушения установленных требований, и выбрать возможные централизованные и местные способы и средства регулирования напряжения.

4.3.2.6 Если применение установленных в сети средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности не приведет к устранению несоответствия по дельта U_у, то должны быть разработаны корректирующие мероприятия, снижающие потери напряжения в электрической сети.

4.3.3 Операции анализа при наличии несоответствий по дельта U_у в разных точках электрических сетей рассмотрены в приложении А.


4.4 Несинусоидальность напряжения


4.4.1 Основными причинами потенциальных и существующих несоответствий по несинусоидальности напряжения (по K_U и K_U(n)) могут быть:

- развитие инфраструктуры электрических сетей (схем, оборудования и параметров питающих и распределительных сетей) без учета существующей несинусоидальности напряжения и возможных новых источников несинусоидальности;

- присоединение источников несинусоидальности и источников реактивной мощности, в том числе резонансных фильтров, к существующим электрическим сетям ЭСО без учета их возможного влияния на искажение синусоидальности напряжения в сети;

- отсутствие договорных условий между ЭСО и потребителями с искажающими электроприемниками, оказывающими влияние на уровень несинусоидальности напряжения в ТОП;

- отсутствие расчетов напряжений высших гармоник в электрических сетях, к которым присоединены потребители с искажающими электроприемниками, при возможных переключениях, вызванных плановыми ремонтами или аварийными режимами.

4.4.2 Появление потенциальных несоответствий по K_U и K_U(n) можно спрогнозировать, оценивая близость полученных результатов измерений к допустимым пределам и возможность их нарушения при планируемых изменениях режимов работы электрической сети, а также на основе информации, перечисленной в 4.1.2.

4.4.3 Источником несинусоидальности напряжения в электрических сетях является электрооборудование и электроприемники с нелинейной вольт(вебер)-амперной характеристикой, к которым относят:

- преобразовательные установки различных видов (выпрямители, инверторы, частотные преобразователи, регуляторы напряжения, электроподвижной состав переменного и постоянного тока и т.д.);

- аппараты с электрической дугой или аппараты, использующие электрический разряд (дуговые печи, сварочные установки, люминесцентное освещение и т.д.);

- установки с магнитными цепями, работающими в режиме насыщения (трансформаторы, дроссели с сердечником и т.д.);

- вращающиеся машины (генераторы, двигатели).

4.4.4 Несинусоидальность напряжения в ТОП может создаваться как искажающими ЭП потребителей, непосредственно присоединенных к ТОП, так и оборудованием ЭСО, работающим в режимах, способствующих проявлению нелинейности их вольт-амперных характеристик (см. 4.4.3) или появлению резонансных режимов.

Кроме того, через электрическую сеть ЭСО на несинусоидальность напряжения в рассматриваемой ТОП могут оказывать влияние искажающие ЭП потребителей, присоединенных к другим точкам ЭСО.

4.4.5 Для выявления причин несоответствия в ТОП по K_U и K_U(n) определяют фактический вклад (ФВ) в значения K_U и K_U(n), оказываемый искажающими ЭП (электрооборудованием) каждого объекта, присоединенного к рассматриваемой ТОП, а также фактический уровень искажений синусоидальности напряжений, генерируемый в ТОП из вышерасположенных сетей ЭСО.

Для этого следует выполнить операции, указанные ниже:

4.4.5.1 Определить ТОП, ближайшую к точке, в которой выявлено несоответствие по K_U и K_U(n), и измерить одновременно следующие величины:

- коэффициенты n-ых гармонических составляющих тока K_I(n)k в каждой k-ой линии, присоединенной к ТОП (в процентах);

- токи I_(1)k основной частоты в каждой k-ой линии, присоединенной к ТОП (в амперах);

- коэффициенты n-ых гармонических составляющих суммарного тока K_I(n) Сумма в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО (в процентах);

- суммарный ток I_(1)Сумма основной частоты в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО (в амперах);

- коэффициенты n-ых гармонических составляющих K_U(n)топ напряжения в ТОП (в процентах);

- напряжение основной частоты U_(1)топ в ТОП (в вольтах);

- фазовые углы сдвига фи_UI(n)k между n-ми гармоническими составляющими напряжения в ТОП и тока в каждой k-ой линии, присоединенной к ТОП;

- фазовые углы сдвига фи_UI(n)Сумма между n-ми гармоническими составляющими напряжения в ТОП и суммарного тока в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО.

Определение гармонических составляющих тока и напряжения производится пересчетом по формулам:


                    I    = K     х I    /100                      (4.2а)
                     (n)k   I(n)k   (1)k

                или I         = K         х I        /100,        (4.2б)
                     (n)Сумма    I(n)Сумма   (1)Сумма

                    U       = K       х U      /100,               (4.3)
                     (n)топ    U(n)топ   (1)топ

4.4.5.2 При невозможности проведения одновременных измерений коэффициентов n-ых гармонических составляющих тока в каждой k-ой линии, питающей потребителей, особенно при несимметрии нагрузок отдельных потребителей, следует провести измерения K_I(n)k и I_(1)k в тех линиях, к которым присоединены объекты с искажающими ЭП, оказывающими влияние на несинусоидальность напряжения в ТОП.

Для выявления таких объектов следует:

1) Вычислить значение a как отношение разрешенной мощности объекта к наименьшей мощности короткого замыкания в ТОП (в процентах):


                    a = (S    /S     ) х 100,                      (4.4)
                          разр  кз.нм

Допустимые значение отношения a_доп для ТОП в электрических сетях:

- 6 кВ и выше - a_доп не более 0,3%;

- 0,22/0,38 кВ - a_доп не более 0,2%.

Если а <= а_доп, то рассматриваемый объект относят к группе объектов с ЭП, не оказывающими влияние на несинусоидальность напряжения в ТОП.

Если а > а_доп, то на основе состава нагрузок объекта необходимо определить суммарную установленную мощность искажающих ЭП с нелинейной вольт-амперной характеристикой S_иск.

2) Вычислить значение a_1 как отношение суммарной установленной мощности искажающих ЭП объекта к наименьшей мощности короткого замыкания в ТОП (в процентах):


                   a = (S   /S     ) х 100.                        (4.5)
                    1    иск  кз.нм

Если а_1 <= а_доп, то данный объект также относят к группе объектов с искажающими ЭП, не оказывающими влияние на несинусоидальность напряжения в ТОП.

Если а_1 > а_доп, то данный объект относят к группе объектов с искажающими ЭП, создающими несинусоидальность напряжения в рассматриваемой ТОП.

Если k-ая линия питает несколько объектов, то расчеты по формулам (4.4) и (4.5) проводят для эквивалентного объекта, состав нагрузок которого является суммой нагрузок отдельных объектов с учетом типов конкретных ЭП.

4.4.5.3 Для данных, полученных в соответствии с п.п. 4.4.5.1, 4.4.5.2, следует определить на каждом интервале усреднения, равном 3 с (см. [1]), расположение источников n-ых гармонических составляющих токов следующим образом:

1) В случае, когда фазовый угол сдвига фи_UI (n)k между n-ой гармонической составляющей U_(n)топ напряжения в ТОП и n-ой гармонической составляющей I_(n)k тока k-ой линии больше 90° или меньше минус 90°, то объект, присоединенный к k-ой линии, на рассматриваемом интервале усреднения содержит источник n-ой гармонической составляющей I_(n)k тока.

2) Если фазовый угол сдвига фи_UI(n)k между n-ой гармонической составляющей U_(n)топ напряжения в ТОП и n-ой гармонической составляющей I_(n)k тока k-ой линии меньше 90° или больше минус 90°, то объект, присоединенный к k-ой линии, на рассматриваемом интервале усреднения не содержит источник n-ой гармонической составляющей I_(n)k тока и эквивалентен пассивному элементу с сопротивлением Z_(n)k.

3) Аналогично, если фазовый угол сдвига фи_UI(n)Сумма между n-ой гармонической составляющей U_(n)топ напряжения в ТОП, и n-ой гармонической составляющей I_(n)Сумма суммарного тока в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО больше 90° или меньше минус 90°, то на рассматриваемом интервале усреднения ЭСО содержит источник n-ой гармонической составляющей I_(n)Сумма тока.

4) Если фазовый угол сдвига фи_UI(n)Сумма между n-ой гармонической составляющей U_(n)топ напряжения в ТОП и n-ой гармонической составляющей I_(n)Сумма суммарного тока в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО меньше 90° или больше минус 90°, то на рассматриваемом интервале усреднения ЭСО не содержит источник n-ой гармонической составляющей I_(n)Сумма суммарного тока, и может быть представлена пассивным элементом с сопротивлением Z_(n)Сумма.

Расположение источников гармонических составляющих тока может быть определено также по знаку активной мощности P(n) n-ой гармоники:

1) Если активная мощность n-ой гармоники P_(n)k, измеряемая в k-ой линии, имеет отрицательный знак, то на рассматриваемом интервале усреднения потребитель, присоединенный к k-ой линии, содержит источник n-ой гармонической составляющей I(n)k тока.

2) Если активная мощность n-ой гармоники P_(n)k, измеряемая в k-ой линии, имеет положительный знак, то на рассматриваемом интервале усреднения данный потребитель не содержит источник n-ой гармонической составляющей I_( n)k тока.

3) Аналогично, если активная мощность n-ой гармоники P_(n)Сумма, измеряемая в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО, имеет отрицательный знак, то на рассматриваемом интервале усреднения ЭСО содержит источник n-ой гармонической составляющей I_(n)Сумма суммарного тока.

4) Если активная мощность n-ой гармоники P_(n)Сумма, измеряемая в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО, имеет положительный знак, то ЭСО на рассматриваемом интервале усреднения не содержит источник n-ой гармонической составляющей I_(n)Сумма суммарного тока.

4.4.5.4 Аналитический метод определения фактического вклада, вносимого источником n-ой гармонической составляющей I_(n)k тока объекта в искажение синусоидальности напряжения в ТОП на рассматриваемом интервале усреднения, приведен в приложении Б.

4.4.5.5 Для определения фактического вклада, вносимого источником n-ой гармонической составляющей тока в искажение синусоидальности напряжения в ТОП на расчетном интервале времени, равном 24 ч, следует провести статистическую обработку результатов определения фактических вкладов, полученных на интервалах усреднения 3 с в соответствии с алгоритмом, установленным в [2, раздел 15].

Наибольшее значение фактического вклада и значение фактического вклада, соответствующее вероятности 95%, полученные в результате статистической обработки данных за каждые сутки, следует сравнить с соответствующими предельно допустимым и нормально допустимым значениями допустимого вклада, установленного для искажающих ЭП k-го объекта.

Если фактический вклад превышает допустимый, то существующее несоответствие по K_U и K_U(n) полностью или частично обусловлено наличием искажающих ЭП у данного объекта.


4.5 Несимметрия напряжений


4.5.1 Возникновение несоответствий по K_2U вызывается причинами, аналогичными приведенным в п. 4.4.1 (за исключением случаев резонанса).

Основными причинами появления несоответствий по K_0U могут являться:

- несимметрия нагрузок по фазам в электрических сетях 0,22/0,38 кВ;

- значительные сопротивления элементов схемы замещения, в том числе - сопротивление нулевой последовательности линий и распределительных трансформаторов 6-10/0,4 кВ.

Причиной потенциальных несоответствий по K_0U может быть проектирование распределительных сетей 0,22/0,38 кВ без учета несимметрии фазных нагрузок.

4.5.2 Информацию о потенциальных несоответствиях получают из данных, указанных в п.п. 4.4.2, 4.1.2.

4.5.3 К источникам несимметрии напряжений и токов относят следующие:

- нетранспонированные линии электропередачи и неравномерно присоединенные однофазные бытовые нагрузки, создающие систематическую несимметрию напряжений;

- дуговые сталеплавильные печи, однофазные печи электрошлакового переплава, электроподвижной состав переменного тока, однофазные сварочные агрегаты, разновременно включающиеся по фазам бытовые нагрузки и др., создающие случайную несимметрию напряжений.

4.5.4 Несимметрия напряжений в ТОП может создаваться как искажающими ЭП потребителей, непосредственно присоединенных к ТОП, так и оборудованием ЭСО, работающим в режимах, способствующих появлению несимметрии напряжений в ТОП (см. п. 4.5.3).

Кроме того, через электрическую сеть ЭСО на несимметрию напряжений в рассматриваемой ТОП могут оказывать влияние искажающие ЭП потребителей, присоединенных к другим точкам этой электрической сети ЭСО.

4.5.5 Для выявления причин существующего несоответствия по K_2U, обнаруженного в ТОП напряжением 6 кВ и выше, определяют фактический вклад в значения K_2U, оказываемый несимметричными ЭП (электрооборудованием) каждого объекта, присоединенного к рассматриваемой ТОП, а также фактический уровень несимметрии напряжений, генерируемый в ТОП из вышерасположенных сетей ЭСО.

Для этого следует выполнить операции, указанные ниже.

4.5.5.1 Измерить одновременно следующие величины:

- коэффициенты обратной последовательности тока K_2Ik в каждой k-ой линии, присоединенной к ТОП (в процентах);

- токи I_1(1)k прямой последовательности основной частоты в каждой k-ой линии, присоединенной к ТОП (в амперах);

- коэффициент обратной последовательности суммарного тока K_2IСумма всех k линий в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО (в процентах);

- суммарный ток I_1(1)Сумма прямой последовательности основной частоты всех k линий в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО (в амперах);

- коэффициент обратной последовательности K_2Uтоп напряжения в ТОП (в процентах);

- напряжение прямой последовательности основной частоты U_1(1)топ в ТОП (в вольтах);

- фазовые углы сдвига фи_UI2k между напряжением обратной последовательности в ТОП и током обратной последовательности в каждой k-ой линии;

- фазовый угол сдвига фи_UI2Сумма между напряжением обратной последовательности в ТОП и суммарным током обратной последовательности в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО.

Определение тока и напряжения обратной последовательности производится пересчетом по формулам:


                 I  = K   х I     /100                            (4.7а)
                  2k   2Ik   1(1)k

             или I      = K       х I         /100,               (4.7б)
                  2Сумма   2IСумма   1(1)Сумма

                 U    = K     х U       /100,                      (4.8)
                  2топ   U2топ   1(1)топ

4.5.5.2 При невозможности проведения одновременных измерений коэффициентов обратной последовательности тока K_2Ik в каждой k-ой линии, питающей потребителей, следует провести измерения K_2Ik и I_1(1)k только в тех линиях, к которым присоединены объекты с искажающими ЭП, оказывающими влияние на несимметрию напряжений в ТОП.

Для выявления таких объектов следует воспользоваться классификацией объектов по методике, представленной в п.п. 4.4.5.2.1 и 4.4.5.2.2. При этом в числитель формулы (4.5) следует подставить установленную мощность несимметричных нагрузок.

4.5.5.3 Для данных, полученных в соответствии с п.п. 4.5.5.1 и 4.5.5.2, следует определить на каждом интервале усреднения, равном 3 с (см. [1]), расположение источников обратной последовательности следующим образом:

1) В случае, когда фазовый угол сдвига фи_UI2k между напряжением обратной последовательности U_2топ в ТОП и током обратной последовательности I_2k в k-ой линии больше 90° или меньше минус 90°, то объект, присоединенный к k-ой линии, на рассматриваемом интервале усреднения содержит источник обратной последовательности I_2k тока.

2) Если фазовый угол сдвига фи_UI2k между напряжением обратной последовательности U_2топ в ТОП и током обратной последовательности I_2k в k-ой линии меньше 90° или больше минус 90°, то объект, присоединенный к k-ой линии, на рассматриваемом интервале усреднения не содержит источник тока обратной последовательности и эквивалентен пассивному элементу с сопротивлением Z_2k.

3) Аналогично, если фазовый угол сдвига фи_UI2Сумма между напряжением обратной последовательности U_2топ в ТОП, и током обратной последовательности I_2Сумма в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО больше 90° или меньше минус 90°, то на рассматриваемом интервале усреднения ЭСО содержит источник тока обратной последовательности.

4) Если фазовый угол сдвига фи_UI2Сумма между напряжением обратной последовательности U_2топ в ТОП и током обратной последовательности I_2Сумма в присоединении ТОП к вышерасположенным сетям ЭСО меньше 90° или больше минус 90°, то на рассматриваемом интервале усреднения ЭСО не содержит источник тока обратной последовательности, и может быть представлена пассивным элементом с сопротивлением Z_2Сумма.

Расположение источников тока обратной последовательности может быть определено также по знаку активной мощности по обратной последовательности P_2k:

1) Если активная мощность по обратной последовательности P_2k, измеряемая в k-ой линии, имеет отрицательный знак, то потребитель, присоединенный к k-ой линии, на рассматриваемом интервале усреднения содержит источник тока обратной последовательности.

2) Если активная мощность по обратной последовательности P_2k, измеряемая в k-ой линии, имеет положительный знак, то на рассматриваемом интервале усреднения данный потребитель не содержит источник тока обратной последовательности.

3) Аналогично, если активная мощность по обратной последовательности P_2Сумма измеряемая в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО, имеет отрицательный знак, то на рассматриваемом интервале усреднения ЭСО содержит источник тока обратной последовательности.

4) Если активная мощность по обратной последовательности P_2Сумма измеряемая в присоединении ТОП к вышерасположенным электрическим сетям ЭСО, имеет положительный знак, то ЭСО на рассматриваемом интервале усреднения не содержит источник тока обратной последовательности.

ГАРАНТ:

Нумерация подпунктов приводится в соответствии с источником


4.5.5.3 Определение фактического вклада, вносимого источниками токов обратной последовательности каждого объекта на интервале усреднения, равном 3 с, проводится в соответствии с приложением Б.

4.5.5.4 Для определения фактического вклада, вносимого источником тока обратной последовательности в искажение симметрии напряжений в ТОП на расчетном интервале времени, равном 24 ч, следует провести статистическую обработку результатов определения фактических вкладов, полученных на интервалах усреднения 3 с в соответствии с алгоритмом, установленным в [2, раздел 15].

Наибольшее значение фактического вклада и значение фактического вклада, соответствующее вероятности 95%, полученные в результате статистической обработки данных за каждые сутки, следует сравнить с соответствующими предельно допустимым и нормально допустимым значениями допустимого вклада, установленного для искажающих ЭП k-го объекта.

Если фактический вклад превышает допустимый, то существующее несоответствие по K_2U полностью или частично обусловлено наличием искажающих ЭП у данного объекта.

4.5.6 Для определения причин несоответствий по K_0U следует:

- провести одновременные измерения коэффициента несимметрии K_0U по нулевой последовательности, фазных напряжений U_А, U_B, U_C, и токов I_А, I_B, I_C, а также тока I_0 в нулевом проводе;

- произвести статистическую обработку результатов измерений с помощью программного обеспечения, прилагаемого к средству измерений, и получить математические ожидания токов нагрузок по фазам (I_А, I_B, I_C) и в нулевом проводе (I_0);

4.5.7 Если выполняется соотношение:


               I > (0,05 - 0,07) х (I  + I  + I ),                 (4.9)
                0                    А    В    С

то причиной несоответствия может быть неравномерность присоединения нагрузок по фазам.

Если соотношение (4.9) не выполняется, то причиной несоответствия может быть значительное сопротивление Z_0 четырехпроводной сети по нулевой последовательности.

Сопротивление сети по нулевой последовательности определяют из соотношения:


               Z = (кв.корень(3) K  /(U       х I ))100.
                0                 0U   1(1)топ   0

При больших значениях Z_0 принимают решения о возможных мероприятиях по его уменьшению (увеличению сечения нулевого провода воздушных линий электропередачи, замене кабельных линий и трансформаторов, установке шунтовых симметрирующих устройств).


5 Методики выполнения измерений


5.1 Требования к погрешности измерений


Измеряемые величины, применяемые при анализе КЭ, а также пределы и погрешности измерений этих величин (без учета коэффициентов трансформации и погрешности трансформаторов напряжения и тока) приведены в табл. 5.1.


5.2 Требования к средствам измерений


5.2.1 При испытаниях ЭЭ с целью анализа КЭ, а также при допуске в эксплуатацию искажающих электроустановок, должны использоваться средства измерений показателей качества электрической энергии, соответствующие требованиям, указанным в [2, раздел 8], и имеющие при измерении величин, используемых при анализе КЭ, метрологические характеристики не хуже приведенных в табл. 5.2.

5.2.2 При проведении испытаний ЭЭ с целью рассмотрения причин претензий должны использоваться трансформаторы напряжения ТН и тока ТТ класса точности не хуже 0,5, поверенные в установленном порядке, с указанием в протоколах поверки значения погрешностей в зависимости от тока (для ТТ) или нагрузки (для ТН) вторичных цепей.

5.2.3 При проведении испытаний ЭЭ с целью определения технических условий или договорных условий с потребителем, а также при измерениях с целью разработки корректирующих и предупреждающих мероприятий допускается использовать средства измерений, погрешность которых не превышает установленную в табл. 5.2 для средств измерений, подключаемых непосредственно к электрическим сетям 220/380 В.


5.3 Метод измерений


5.3.1 При выполнении измерений используют метод непосредственной оценки ПКЭ и величин, перечисленных в табл. 5.1.

5.3.2 При измерениях с целью анализа КЭ в трехфазных четырехпроводных и однофазных электрических сетях следует измерять фазные напряжения и фазные токи, в трехфазных трехпроводных сетях - напряжения между фазными проводами и землей и фазные токи.


5.4 Требования безопасности


5.4.1 При анализе КЭ должны быть соблюдены требования безопасности, установленные в [2, раздел 10] и [7].


5.5 Требования к квалификации операторов


5.5.1 К выполнению измерений могут быть допущены лица, имеющие квалификацию в соответствии с Межотраслевыми правилами по технике безопасности.

5.5.2 Анализ результатов измерений и оформление протоколов должны производиться специалистами со средним специальным и высшим образованием, в области управления режимами работы электрической сети.


5.6 Условия измерений


5.6.1 Измерения с целью анализа КЭ проводят в любых режимах работы систем электроснабжения за исключением аварийных режимов.

5.6.2 При измерениях обеспечивают выполнение рабочих условий применения используемых СИ.


5.7 Подготовка к измерениям


5.7.1 Перед началом измерений в электрических сетях выше 1000 В выполняют операции, установленные в [2, раздел 13].


Таблица 5.1 - Измеряемые величины, пределы и погрешности измерений


Наименование
измеряемой величины X
Номиналь-
ное
значение
X_ном
Пределы измерений Предел допускаемой
погрешности измерений
X_мин X_макс абсолютной
Дельта Х
относите-
льной
дельта х,
%
1 Напряжение U_(1) (действующее значение
основной частоты), В
57,735 46,19 69,28 +- 0,12 -
220 176,0 264,0 +- 0,44
2 Ток I_(1) (действующее значение основной
частоты), А
1 0,02 1,00 +- 0,002 -
5 0,10 5,00 +- 0,01
3 Напряжение U_1(1) (основной частоты
прямой последовательности), В
57,735 46,19 69,28 +- 0,12 -
220 176,0 264,0 +- 0,44
4 Ток I_1(1) (основной частоты прямой
последовательности), А
1 0,02 1,00 +- 0,002 -
5 0,10 5,00 +- 0,01
5 Коэффициент K_U(n) n-ой гармонической
составляющей напряжения, %
- 0,1 15 +- 0,05*(1) +- 5*(2)
6 Коэффициент K_I(n) n-ой гармонической
составляющей тока, %
- 0,1 50 +- 0,15*(3) +- 5*(4)
7 Фазовый угол фи_UI(n) между напряжением
и током n-ой гармонической составляющей
-180° 180° +- 3° -
8 Коэффициент несимметрии K_2U напряжений
по обратной последовательности, %
- 0,1 15 +- 0,2 -
9 Коэффициент несимметрии K_2I токов по
обратной последовательности, %
- 0,1 50 +- 1,0 -
10 Фазовый угол сдвига между составляющими
фи_UI2 напряжения и тока обратной
последовательности
-180° 180° +- 3° -
11 Коэффициент несимметрии K_0U напряжений
по нулевой последовательности, %
- 0,1 15 +- 0,3 -
12 Коэффициент несимметрии K_0I токов по
нулевой последовательности, %
- 0,1 50 +- 1,0 -
 13 Мощность    |активная  P,   Вт
                |полная S, В x А  
                |                 
                |                 
                |                 
                |                 
 14 Активная мощность n-ой (n - от
 2    до     40)     гармонической
 составляющей P_(n)*(5), Вт       
 
P_ном
S_ном
57,74 0,1 x
P_ном
0,1 x
S_ном


0,003 x
P_ном
1,2 x
P_ном
1,2 x
S_ном


0,05 x
P_ном
+- 0,005 x
P_ном




-






+- 10
220,0
288,7
15 Активная мощность обратной
последовательности P_2*(5), Вт
1100,0 0,01 x
P_ном
0,1 x
P_ном
+- 0,0025 x
P_ном
 
-----------------------------
*(1) - при К_U(n) < 1%;
*(2) - при K_U(n) >= 1%;
*(3) - при K_I(n) < 3%;
*(4) - при K_I(n) >= 3%;
*(5) - см. таблицу 5.2

Таблица 5.2 - Метрологические характеристики СИ, применяемых при анализе КЭ


Наименование
измеряемой величины X
Пределы измерений Пределы допускаемой
основной погрешности
Время
усред-
нения,
с
X_мин X_макс абсолют-
ной
Дельта X
отно-
сите-
льной
дельта
X, %
приведе-
нной
гамма X,
%
1 Напряжение U_(1)
(действующее значение
U_ном 57,735 0,8 х
U_ном
1,2 х
U_ном
- - +- 0,2 60
220,00
2 Ток I_(1) (действующее
значение основной
частоты), А
I_ном 1 0,02 х
I_ном
1,0 х
I_ном
- - +- 0,2 60
5
3 Напряжение U_1(1)
(основной частоты прямой
последовательности), В
U_ном 57,735 0,8 х
U_ном
1,2 х
U_ном
- - +- 0,2 60
220,00
4 Ток I_1(1) (основной
частоты прямой
последовательности), А
I_ном 1 0,02 х
I_ном
1,0 х
I_ном
- - +- 0,2 60
5
5 Коэффициент несимметрии напряжений по
обратной последовательности K_2U, %
0,1 15 +- 0,2 - - 3
6 Коэффициент несимметрии K_2I токов по
обратной последовательности, %
0,1 50 +- 0,5 - - 3
7 Фазовый угол фи_UI2 между составляющими
напряжения U_2 и тока I_2 обратной
последовательности
- 180° + 180° +- 3° - - 3
8 Коэффициент несимметрии напряжений по
нулевой последовательности K_0U, %
0,1 15 +- 0,2 - - 3
9 Коэффициент несимметрии токов по нулевой
последовательности K_0I, %
0,1 20 +- 0,5 - - 3
10 Коэффициенты искажения синусоидальности
K_U и n-ой гармонической составляющей
напряжения K_U(n), %
0,1 15 +-
0,05*(1)
+-
5*(2)
- 3
11 Коэффициенты искажения синусоидальности
K_I и n-ой гармонической составляющей тока
K_I(n), %
0,1 15 +-
0,15*(3)
+-
5*(4)
- 3
12 Фазовый угол фи_UI(n) между напряжением
U_(n) и током I_(n) n-ой гармонической
составляющей
-180° 180° +- 3° - - 3
13
Мощность
активная P, Вт
полная S, В x А
P_ном
S_ном
57,74 0,01 x
P_ном
0,01 x
S_ном
1,2 x
P_ном
1,2 x
S_ном
- - +- 0,5 3
220,0
14 Активная мощность n-ой
(n - от 2 до 40)
гармонической составляющей
P_(n)*(5), Вт
0,003 x
P_ном
0,05 x
P_ном
- +- 10 -
288,7
15 Активная мощность
обратной
последовательности
P_2*(5), Вт
1100,0 0,01 x
P_ном
0,1 x
P_ном
- +- 5,0
-----------------------------
*(1) - при KU(n) < 1%;
*(2) - при KU(n) >= 1%;
*(3) - при KI(n) < 3%;
*(4) - при KI(n) >= 3%;
*(5) - см. таблицу 5.1

5.8 Выполнение измерений


5.8.1 Выполнение измерений производят в соответствии с инструкцией по эксплуатации используемого СИ.

5.8.2 Климатические условия окружающей среды должны контролироваться средствами измерений с классом точности не хуже 2,0.

5.8.3 Продолжительность измерений с целью анализа - не менее 7 дней. По согласованию между сторонами (потребителями и ЭСО) допускается уменьшение общей продолжительности измерений, но не менее, чем до 1 суток.

5.8.4 Перед завершением измерений проверяют выполнение требований по суммарному перерыву в измерениях, установленных в [2, пункт 6.1]. В случае невыполнения требований измерения повторяют.


5.9 Обработка результатов измерений


5.9.1 Результаты измерений Дельта f и дельта U_у за каждые сутки общей продолжительности измерений должны быть статистически обработаны в соответствии алгоритмом обработки, установленным в [2, раздел 15].

5.9.2 Обработка результатов измерений фактического вклада, и других параметров для определения причины несоответствия по K_U, K_U(n), K_2U, K_0U проводится в соответствии с п.п. 4.4.5.5 и 4.5.6.


5.10 Оформление результатов измерений


Результаты измерений с целью анализа КЭ оформляются в виде "Протокола испытаний электрической энергии с целью анализа КЭ по следующим показателям ____" (далее - протокол).

5.10.1 В протоколе приводят следующие данные:

а) наименование и адрес испытательной лаборатории (организации или подразделения), проводившей измерения КЭ;

б) наименование и адрес организации (подразделения энергоснабжающей организации), являющейся заказчиком испытаний (измерений) КЭ;

в) наименование и адрес объекта испытаний (пункта контроля качества ЭЭ);

г) наименование и адрес (номер) центра питания, распределительного пункта, трансформаторной подстанции и т.д.;

д) цель испытаний (категория испытаний - арбитражные, претензионные и др.), наименование и номер нормативной документации (ГОСТ 13109-97 или договор энергоснабжения с указанием пунктов, устанавливающих допускаемые значения ПКЭ;

е) сроки проведения испытаний (год, месяц, число, время начала и окончания измерений);

ж) методика испытаний (нормативный документ, устанавливающий методы испытаний при анализе КЭ);

и) средства измерений:

- тип прибора для измерения необходимых для анализа характеристик КЭ, заводской номер, сведения о погрешностях, дата последней поверки, срок действия свидетельства о поверке;

- тип измерительного трансформатора напряжения (ТН), заводской номер, класс точности, сведения о погрешностях ТН, срок действия свидетельства о поверке;

- протокол измерения нагрузки ТН;

- тип измерительного трансформатора тока (ТТ), заводской номер, класс точности, сведения о погрешностях ТТ, срок действия свидетельства о поверке;

к) условия выполнения измерений:

- температура окружающего воздуха, °С;

- относительная влажность воздуха, %;

- атмосферное давление, (мм рт. ст.) - только для сертификационных и арбитражных испытаний;

л) требования к показателям качества электроэнергии в пункте контроля;

м) заключение по результатам измерений с целью анализа КЭ (причина несоответствия, фактический вклад от каждого из субъектов и фактический вклад со стороны ЭСО, возможные мероприятия и др.).

В приложениях к протоколу приводятся результаты измерений необходимых характеристик КЭ в пункте контроля за каждые 24 ч, описание мер, предпринятых для поддержания необходимых условий измерений, а также дополнительные сведения, необходимость представления которых определяют испытательная организация и (или) заказчик.


Заместитель
руководителя Госэнергонадзора

В.Н. Белоусов


Согласовано


Директор
ВНИИМС

А.И. Асташенков


Приложение А


Методы
анализа качества электрической энергии по установившемуся отклонению напряжения


А.1 Если несоответствие по дельта U_у зафиксировано в ТКЭ между двумя ЭСО (или между ЭСО и потребителем), причем ТКЭ принадлежит к сетям вышестоящей ЭСО с напряжением 110 кВ и выше, а нагрузка нижестоящей ЭСО (или потребителя) в ТКЭ не выходит за заявленные пределы, то наиболее вероятные причины несоответствия связаны с режимами работы сетей вышестоящей ЭСО. Конкретные причины появления несоответствия выясняют на основе анализа информации, указанной в п. 4.3.1, относящейся к сетям вышестоящей ЭСО.

Если ТКЭ принадлежит нижестоящей ЭСО (или потребителю), то одновременно с измерениями в ТКЭ следует провести измерения дельта U_у в точке сети, принадлежащей вышестоящей ЭСО и являющейся точкой, электрически ближайшей к рассматриваемой ТКЭ, например, на шинах высокого напряжения понижающего трансформатора. Причины несоответствия могут быть связаны как с режимами работы электрических сетей вышестоящей ЭСО, так и с режимами работы электрооборудования сетей нижестоящей ЭСО (потребителя), например, при неправильно выбранных уставках встроенного в трансформатор устройства РПН, при отсутствии или недоиспользовании регулирующих напряжение и компенсирующих реактивную мощность устройств.

А.2 Если несоответствие по дельта U_у зафиксировано в ТКЭ между двумя ЭСО (или между ЭСО и потребителем), причем ТКЭ принадлежит к сетям вышестоящей ЭСО с напряжением ниже 110 кВ, а нагрузка нижестоящей ЭСО (или потребителя) в ТКЭ не выходит за заявленные пределы, то наиболее вероятные причины несоответствия связаны с режимами работы сетей вышестоящей ЭСО. Конкретные причины появления несоответствия выясняют, принимая во внимание:

- информацию о режиме напряжения в контрольных точках питающих сетей вышестоящей ЭСО;

- информацию о суточных (сезонных) изменениях нагрузки в центре питания и рассматриваемой ТКЭ;

- информацию о состоянии регулирующих напряжение устройств, установленных в сети вышестоящей ЭСО, и о выполнении диспетчерского графика регулирования напряжения в центре питания;

- информацию о режимах работы средств компенсации реактивной мощности, принадлежащих нижестоящей ЭСО (потребителю), которые могут повлиять на режим напряжения в ТКЭ.

А.3 Влияние источников реактивной мощности, принадлежащих нижестоящей ЭСО (потребителю), на режим напряжения в ТКЭ определяют по формуле:


                      d = Q   X/(10 U   U   )                      (A.1)
                       p   ку        ТКЭ ном

где d    - диапазон повышения  напряжения  в ТКЭ,  вызванный  генерацией
     p     реактивной мощности в эту точку, %;

    Q    - реактивная мощность, генерируемая компенсирующим  устройством
      ку   в ТКЭ, квар;

    X    - эквивалентное  индуктивное  сопротивление внешней сети ЭСО до
           ТКЭ, Ом;
    U    - напряжение в ТКЭ, кВ;
     ТКЭ

    U    - номинальное напряжение сети, кВ.
     ном

А.4 При обнаружении несоответствия по дельта U_у в ТКЭ с напряжением 220/380 В, или в пунктах периодического контроля дельта U_у, расположенных в сетях 220/380 В, конкретные причины появления несоответствия выясняют, принимая во внимание:

- информацию об изменениях напряжения на шинах 0,4 кВ трансформаторов 6-10/0,4 кВ и режиме напряжения в центре питания;

- информацию о суточных изменениях нагрузки трансформатора 6-10/0,4 кВ и линии 0,38 кВ, питающей рассматриваемого потребителя и соответствующих потерях напряжения в трансформаторе и в линии;

- информацию об установленном коэффициенте трансформации трансформатора 6-10/0,4 кВ.

Рекомендуется следующий порядок установления причины несоответствия.

А.4.1 Проводят контроль КЭ одновременно на шинах 0,4 кВ трансформаторной подстанции 6-10/0,4 кВ и в ТКЭ с потребителем.

А.4.2 По результатам контроля КЭ определяют ширину нормально допустимого диапазона изменений напряжения дельта U_у в ТКЭ - d_нд (d(I)_нд, d(II)_нд) по формулам:


                           I              II
              d  = дельта U     - дельта U     ,
               нд          нд..в          нд..н

     или

               I           I              I
              d  = дельта U     - дельта U
               нд          нд..в          нд..н

               II          II             II
              d  = дельта U     - дельта U     ,
               нд          нд..в          нд..н

            I              I              II             II
где дельта U     , дельта U     , дельта U     , дельта U     - значения
            нд..в          нд..н          нд..в          нд..н

              отклонения напряжения записанные  в  договорных условиях и
              установленные в соответствии с [2].

По приведенным выше формулам, определяют ширину наибольшего фактического диапазона изменений дельта U_у в пункте контроля d_нб(d(I)_нб, d(II)_нб), исходя из полученных результатов измерений дельта U(I)_нб, дельта U(I)_нм, дельта U(II)_нб, дельта U(II)_нм, а также ширину фактического диапазона, в который попали 95% значений дельта U_у.

А.4.3 Сопоставляют ширину нормально допустимого и фактического диапазонов изменений дельта U_у в ТКЭ в режимах наибольших и наименьших нагрузок.

Если ширина фактического диапазона не превышает допустимый, но фактический диапазон смещен относительно допустимого так, что нарушаются установленные требования, то причиной несоответствия могут быть:

- неправильно выбранная отпайка трансформатора 6-10/0,4 кВ;

- неверно выбранные уставки РПН в ЦП;

- потери напряжения в сети 0,38 кВ, превышающие допустимые;

- неоднородность нагрузок потребителей, присоединенных в сети 220/380 В;

- постоянно включенная мощность конденсаторной батареи (КБ).

А.4.4 Поиск конкретной причины несоответствия проводят, используя последовательно все возможные корректирующие мероприятия, с учетом необходимости выполнения установленных требований у других потребителей распределительной электрической сети.

А.4.4.1 Если добавка напряжения Е_Т, создаваемая изменением отпайки трансформатора 6-10/0,4 кВ, позволяет ввести фактический диапазон изменений напряжения в допустимый, то наиболее предпочтительным мероприятием является изменение отпайки трансформатора. Однако следует убедиться, что изменение отпайки не противоречит электроснабжению других потребителей низковольтной сети. Для этого следует сместить по оси дельта U_у фактический диапазон изменений на шинах 0,4 кВ трансформатора на величину добавки Е и сопоставить с допустимым диапазоном в этом пункте контроля.

А.4.4.2 Если изменение отпайки трансформатора не решает проблему устранения несоответствия, то могут быть рассмотрены мероприятия по изменению уставок по напряжению АРН и т.п. Для оценки возможности применения этих мероприятий следует располагать протоколами измерений в ЦП, провести прогнозирование изменения режима напряжения в этом пункте и сопоставить прогнозируемый режим с допустимым.

А.4.4.3 Если мероприятия, указанные в п.п. А.4.4.1 и А.4.4.2, не позволяют устранить несоответствие, то следует рассмотреть возможность применения других средств местного регулирования напряжения, например, изменение постоянно включенной мощности конденсаторных батарей КБ, включение устройств вольтодобавки, и др.

А.4.4.4 Если мероприятия, указанные в п.п. А.4.4.1-А.4.4.3, не устраняют несоответствие, то следует рассмотреть мероприятия, позволяющие уменьшить ширину фактического диапазона изменений дельта U_у. Это может быть обеспечено повышением напряжения в ТКЭ в часы наибольших нагрузок ЦП и понижением напряжения в часы наименьших нагрузок ЦП, для чего могут быть применены следующие средства:

- включение и отключение дополнительной мощности КБ в соответствующие часы нагрузок;

- изменение режима возбуждения синхронного двигателя, а также применение других средств местного регулирования напряжения;

- использование централизованных средств регулирования напряжения, например, АРН, позволяющих изменить параметры закона встречного регулирования напряжения и др., если это не ухудшает режим напряжения у остальных потребителей электрической сети.

А.4.5 Если ширина фактического диапазона изменений дельта U_у в ТКЭ больше допустимого, то следует рассмотреть мероприятия, перечисленные в п.п. А.4.4.3-А.4.4.4.

А.4.6 При наличии несоответствия по дельта U_у в ТКЭ с потребителем, присоединенным к сети 6-10 кВ, целесообразно располагать результатами контроля КЭ, проведенными одновременно на шинах 6-10 кВ ЦП и в ТКЭ с потребителем.

Выбор возможных мероприятий проводят в соответствии с рекомендациями, указанными в п.п. А.4.4.2-А.4.4.4.


Приложение Б


Метод
определения фактического вклада объекта с искажающими электроприемниками в уровень несинусоидальности (несимметрии) в ТОП


Б.1 В соответствии с методом, изложенным в настоящем приложении, фактический вклад (ФВ) в ТОП от источников гармонических составляющих тока или источников тока обратной последовательности определяется как модуль вектора напряжения n-ой гармоники U(ФВ)_(n).k или модуль вектора напряжения обратной последовательности U(ФВ)_2.k, создаваемого искажающими ЭП данного субъекта.

Б.2 В основе предлагаемого метода лежат следующие положения:

- схема электроснабжения любого k-го субъекта, присоединенного к ТОП, на интервале усреднения равном 3 с, может быть представлена в виде двухполюсника, состоящего из соединенных параллельно источника тока искажений (источника гармонических составляющих тока J_(n)k или источника тока обратной последовательности J_2.k) и внутреннего сопротивления этого источника тока (см. рис. Б.1). Такой схемой замещения могут быть представлены схемы электроснабжения как потребителей, так и ЭСО;

- если мощность источника тока искажений пренебрежимо мала, то схема электроснабжения такого объекта может быть представлена только пассивным элементом - сопротивлением;

- если на интервале усреднения 3 с мощность источника тока искажений оказывается меньшей, чем мощности других источников, вследствие чего токи искажений, измеряемые на головном участке k-ой линии, направлены к объекту, то схема электроснабжения такого объекта также может быть представлена пассивным элементом - сопротивлением (см. рис. Б.2);

- если на интервале усреднения 3 с токи искажений, измеряемые на головном участке k-ой линии, имеют направление от объекта к ТОП, то такая схема электроснабжения k-го объекта представляется источником тока искажений (см. рис. Б.2);

- фактический вклад на интервале усреднения 3 с определяется для тех объектов, которые на рассматриваемом интервале содержат источники тока искажений J_(n)k или J_2.k.

Б.3 Реализация метода определения ФВ от источников гармонических составляющих основана на одновременных измерениях величин, указанных в п. 4.4.5.1.

Реализация метода определения ФВ от источников токов обратной последовательности основана на одновременных измерениях величин, указанных в п. 4.5.5.1.

При невозможности проведения одновременных измерений токов искажений на всех присоединениях к ТОП следует произвести предварительное выявление объектов, содержащих искажающие ЭП, в соответствии с п.п. 4.4.5.2 и 4.5.5.2.

Б.4 Выявление объектов, схемы электроснабжения которых на рассматриваемом интервале усреднения могут быть представлены источниками тока искажений J_(n)k, или J_2.k, осуществляется в соответствии с п.п. 4.4.5.3 и 4.5.5.3 на основании результатов измерений соответствующих фазовых углов сдвига или определения знака активных мощностей.

Б.5 Определяют суммарный ток эквивалентного источника J_Сумма(n) или J_Сумма2, путем векторного суммирования токов искажений J_(n)k или J_2k, генерируемых выявленными источниками искажений в ТОП и определяют его модуль по формулам


                         |J        | = |Сумма J    |
                           Сумма(n)            (n)k

                     или |J      | = |Сумма J  |,
                           Сумма2            2k

где - J    , J   - токи искажений объектов, выявленных  в соответствии с
       (n)k   2k   п. 4.4.5.3 или п. 4.5.5.3.

Б.6 Остальные объекты на этом же интервале усреднения представляются эквивалентным пассивным элементом с сопротивлением, модуль которого определяют по формулам


                         |Z     | = |U       /J        |
                           вх(n)      (n)топ   Сумма(n)

                     или |Z     | = |U     /J      |.
                           вх2        2топ   Сумма2

Б.7 Модуль вектора n-ой гармонической составляющей напряжения или напряжения обратной последовательности, создаваемого k-ым источником тока искажений J_(n)k или J_2k на рассматриваемом интервале усреднения определяют по формулам:


                           ФВ
                         |U    | = |J    Z     |
                           n(k)      n(k) вх(n)

                           ФВ
                     или |U  | = |J  Z   |
                           2k      2k вх2

Б.8 Фактический вклад в искажение синусоидальности напряжения или искажения симметрии напряжений в ТОП (в процентах) на рассматриваемом интервале усреднения определяют по формулам


                                   ФВ
                                 |U    |
                          ФВ       n(k)
                         К     = ------- х 100                    (Б.4а)
                          U(n)k  U
                                  (1)ТОП

                                  ФВ
                                |U   |
                          ФВ      2k
                     или К   = -------- x 100                     (Б.4б)
                          2Uk  U
                                2(1)ТОП

Б.9 Фактический вклад в искажение синусоидальности напряжения или искажения симметрии напряжений в ТОП на расчетном интервале времени, равном 24 часа, определяют статистической обработкой результатов определения фактических вкладов, полученных на интервалах усреднения 3 с в соответствии с алгоритмом, установленным в [2, раздел 15].

Б.10 На основе данных о фактическом вкладе в ТОП по отдельным гармоническим составляющим напряжения рассчитывают фактический вклад по коэффициенту искажения синусоидальности кривой напряжения в ТОП.


РИС. Б.1. СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ СУБЪЕКТОВ ПОДКЛЮЧЕННЫХ К ТОЧКЕ ПРИСОЕДИНЕНИЯ
РИС. Б.2. СХЕМА ЗАМЕЩЕНИЯ СУБЪЕКТОВ ПОДКЛЮЧЕННЫХ К ТОЧКЕ ПРИСОЕД.

Пример

Целью проведения специализированных измерений являлось определение фактического вклада каждого из объектов с искажающими электроприемниками в уровень несинусоидальности в ТОП.

На рис. Б.3 представлена принципиальная схема рассматриваемой секции шин подстанции и присоединенных объектов. К линиям 1 и 2 присоединены соответственно подстанции метрополитена и тамвайно-троллейбусного депо, нагрузка которых носит нелинейный характер. Других нагрузок на этой секции шин нет.

В качестве средства измерения был использован прибор "Ресурс - UF2". Схема подключения прибора показана на рис. Б.4.

В ходе измерений, согласно методике приведенной в п. 4.4 настоящего РД, регистрировались: напряжение 1-ой гармонической составляющей и коэффициенты n-ых гармонических составляющих напряжения K_U(n) в ТОП, токи 1-ой гармонической составляющей и коэффициенты n-ых гармонических составляющих тока K_I(n) во всех присоединениях, и фазовые углы сдвига фи_UI(n)k между токами n-ой гармонической составляющей во всех присоединениях и напряжением n-ой гармонической составляющей в ТОП.

Пример результатов измерений представлен в табл. Б.1:


РИС. Б.3. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА 8-ОЙ СЕКЦИИ ШИН ПОДСТАНЦИИ
РИС. Б.4. СХЕМА ПОДКЛЮЧЕНИЯ ПРИБОРА quot;РЕСУРС-UF2

Таблица Б.1 - Пример результатов измерений


n
гармо-
ники
Ввод Т-1 ф.1 ф.2
K_u(n),
%
K_I(n),
%
фи_UI(n) K_I(n),
%
фи_UI(n) K_I(n),
%
фи_UI(n)
1 100 100 166,0° 100 -6,9° 100 -16,9°
3 1,37 1,04 224,7° 1,05 52,7° 1,13 31,9°
5 3,06 13,48 -76,5° 18,85 -6,2° 17,22 109,5°
7 1,69 7,55 -71,9° 10,41 20,7° 8,87 111,5°
9 0,14 0,4 191,0° 0,84 -43,0° 0,74 77,6°
11 1,86 3,19 -84,4° 6,75 201,7° 4,53 104,1°
13 0,76 1,38 -64,4° 4,43 167,2° 2,43 84,5°

При этом напряжение основной частоты в ТОП составляло U_(1)Т-1 = 5934,4 В, а токи основной частоты во всех присоединениях определялись следующими значениями: I_(1)Т-1 = 422,7 А, I_(1)Ф1 = 71,1 А, I_(1)Ф2 = 364,1А.

Значения токов и напряжений приведенные в табл. Б.1, указаны с учетом коэффициентов трансформации напряжений и токов измерительных трансформаторов ТН и ТТ.


Решение:

Определение напряжений и токов n-ых гармонических составляющих во всех присоединениях следует выполнять по формулам (4.2а), (4.2б) и (4.3) настоящего РД.

Результаты расчета напряжений и токов n-ых гармонических составляющих сведены в табл. Б.2.


Таблица Б.2 - Расчетные значения напряжений и токов n-ых гармонических составляющих


n гармоники U_(n)Т-1, В I_(n)Т-1,
А
I_(n)Ф1, А I_(n)Ф2, А
1 5934,4 422,7 71,1 364,1
3 81,2 4,4 0,75 4,1
5 181,7 57,0 13,4 62,7
7 100,2 31,9 7,4 32,3
9 8,3 1,7 0,6 2,7
11 110,6 13,5 4,8 16,5
13 45,3 5,85 3,15 8,85

Фактический вклад, присоединенных объектов, по каждой гармонической составляющей определяется следующим образом.


1-ая гармоника:

Источником напряжения 1-ой гармоники является ввод Т-1 (энергосистема).


3-ая гармоника:

Фазовый угол сдвига между током 3-ей гармонической составляющей ввода Т-1 (энергосистема) и напряжением 3-ей гармонической составляющей в ТОП больше +90° и меньше -90°, в то время как фазовые углы между токами 3-ей гармонической составляющей фидеров 1, 2 и напряжением 3-ей гармонической составляющей в ТОП меньше +90° и больше -90°. Следовательно, энергосистема является единственным источником искажений по 3-ей гармонической составляющей и ее фактический вклад определяется уровнем 3-ей гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 1,37%.


5-ая гармоника:

Фазовый угол сдвига между током 5-ой гармонической составляющей фидера 2 (метрополитен) и напряжением 5-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90° и меньше -90°, а фазовые углы токов 5-ой гармонической составляющей ввода Т-1 и фидера 1 меньше +90° и больше -90°. Следовательно, нагрузка метрополитена является единственным источником искажений по 5-ой гармонической составляющей, фактический вклад которой определяется уровнем 5-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 3,06%.


7-ая гармоника:

Фазовые углы сдвига по 7-ой гармонической составляющей напряжения распределены аналогично 5-ой гармонике, представленной выше. Следовательно, единственным источником искажений по 7-ой гармонической составляющей является нагрузка метрополитена, фактический вклад которой определяется уровнем 7-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 1,69%.


9-ая гармоника:

Фазовый угол сдвига между током 9-ой гармонической составляющей ввода Т-1 (энергосистема) и напряжением 9-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90° и меньше -90°, в то время как фазовые углы между токами 9-ой гармонической составляющей фидеров 1, 2 и напряжением 9-ой гармонической составляющей в ТОП меньше +90° и больше -90°. Следовательно, энергосистема является единственным источником искажений по 9-ой гармонической составляющей и ее фактический вклад определяется уровнем 9-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 0,14%.


11-ая гармоника:

Фазовые углы сдвига между токами 11-ой гармонической составляющей фидеров 2 (метрополитен) и 1 (трамвайно-троллейбусное депо), и напряжением 11-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90° и меньше -90°, а фазовый угол между током 11-ой гармонической составляющей ввода Т-1 и напряжением 11-ой гармонической составляющей в ТОП меньше +90° и больше -90°. Следовательно, нагрузки метрополитена и трамвайно-троллейбусного депо являются источниками искажений по 11-ой гармонической составляющей. Эквивалентное пассивное сопротивление определяют по формуле (Б.2а):


                                     110,6
                           Z       = ----- = 6,67 Ом,
                            вх(11)   16,57

где модуль действующего значения суммарного тока эквивалентного источника I_Сумма(11) определяется по следующей формуле:


ФОРМУЛА. РД 153-34.0-15.502-2002

Модуль вектора 11-ой гармонической составляющей напряжения, создаваемого трамвайно-троллейбусным депо определяется по формулам (Б.3а), (Б.4а), (4.3) и равен:


                          ФВ
                         U     = 4,8 х 6,67 = 32,02 В,
                         (11)Ф1

                         ФВ        32,02
                        К       = ------ х 100% = 0,54%.
                         U(11)Ф1  5934,4

Модуль вектора 11-ой гармонической составляющей напряжения, создаваемого метрополитеном определяется по формулам (Б.3а), (Б.4а), (4.3) и равен:


          ФВ
         U       = 16,5 х 6,67 = 110,06 В,
          U(11)Ф2

          ФВ       110,06
         K       = ------ х 100% = 1,85%.
          U(11)Ф2  5934,4

13-ая гармоника:

Фазовый угол сдвига между током 13-ой гармонической составляющей фидера 1 (трамвайно-троллейбусное депо) и напряжением 13-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90° и меньше -90°, а фазовые углы токов 13-ой гармонической составляющей ввода Т-1 и фидера 2 меньше +90° и больше -90°. Следовательно, нагрузка трамвайно-троллейбусного депо является единственным источником искажений по 13-ой гармонической составляющей, фактический вклад которой определяется уровнем 13-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 0,76%.

Результаты расчетов сведены в таблицу Б.3.


Таблица Б.3 - Фактический вклад объектов в уровень несинусоидальности в ТОП


n
гармоники
K(ФВ)_u(n)Т-1,
%
K(ФВ)_U(n)Ф1,
%
K(ФВ)_U(n)Ф2,
%
1 100 - -
3 1,37 - -
5 - - 3,06
7 - - 1,69
9 0,14 - -
11 - 0,54 1,85
13 - 0,76 -

"Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии" устанавливают методы анализа качества электрической энергии, применяемые при выявлении причин несоответствия требованиям ГОСТ 13109-97, а также порядок проведения работ при анализе качества электрической энергии, в том числе - операции выполнения измерений, обработки и представления результатов измерений.

Данная часть методических указаний предназначена для применения организациями, занимающимися вопросами анализа качества электрической энергии.

С введением в действие данного документа утрачивает силу на территории РФ Дополнение N 1 к РД 34.15.501-88 "Методика контроля и анализа качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения".

Срок действия указанной части установлен с 1 мая 2003 г. до 1 мая 2007 г.


Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии РД 153-34.0-15.502-2002 (утв. Госэнергонадзором 15 июля 2002 г.)


Текст Методических указаний официально опубликован не был


Срок действия установлен с 1 мая 2003 г. до 1 мая 2007 г.


Настоящие Методические указания включены в Перечень нормативных правовых актов и нормативных документов, относящихся к сфере деятельности Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору (П-01-01-2009, раздел I) по состоянию на 1 июля 2009 года, утвержденный приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 31 июля 2009 г. N 667


Разработано

Генеральный директор ООО "Научный центр ЛИНВИТ"

Б.И. Шухман


Основные исполнители


Никифорова В.Н. - руководитель Научно-методического центра ООО "НЦ ЛИНВИТ";

Мамошин Р.Р. - профессор МГУИПС;

Гамазин С.И. - заведующий кафедрой, профессор МЭИ;

Киселев В.В. - начальник отдела ФГУП "ВНИИМС";

Штиллерман В.С. - ведущий инженер ФГУП "ВНИИМС"


Откройте нужный вам документ прямо сейчас или получите полный доступ к системе ГАРАНТ на 3 дня бесплатно!

Получить доступ к системе ГАРАНТ

Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.