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 (утв. Госэнергонадзором 27 декабря 2000 г.)

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
(утв. Госэнергонадзором 27 декабря 2000 г.)

ГАРАНТ:

См. 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, утвержденные Госэнергонадзором 15 июля 2002 г.

Срок действия установлен

с 1 января 2001 г. до 1 января 2006 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 153-34.0-15.501-00 "Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 1 Контроль качества электрической энергии" устанавливает порядок проведения работ, процедуры выполнения измерений, обработки и представления результатов при различных видах контроля и испытаний электрической энергии на соответствие требованиям ГОСТ 13109-97.

Методические указания предназначены для персонала энергоснабжающих и энергопотребляющих организаций, аккредитованных испытательных лабораторий, органов государственного энергетического надзора и органов государственного надзора за соблюдением требований государственных стандартов.

С введением в действие настоящих Методических указаний утрачивают силу на территории Российской Федерации РД 34.15.501-88 "Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения" (М.: СПО Союзтехэнерго, 1990 г.), Дополнение N 1 к указанным РД "Методика контроля и анализа качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения" (Москва, Екатериненбург, 1995 г.) за исключением раздела 6 и приложений Ж, И, К, Л, М, Н, П, а также прекращают свое действие Изменения и дополнения к Дополнению N 1 (письмо Главгосэнергонадзора России от 05.02.98 г. N 32-04-05-135).

1 Область применения

1.1 Настоящая часть Методических указаний устанавливает основные положения по контролю качества электрической энергии в соответствии с требованиями ГОСТ 13109-97 в системах электроснабжения общего назначения однофазного и трехфазного переменного тока с частотой 50 Гц и определяет правила оценки соответствия установленным требованиям следующих показателей качества электрической энергии (далее - 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;

- длительность провала напряжения.

1.2 Настоящая часть Методических указаний (далее - указания) предназначена для применения энергоснабжающими и энергопотребляющими организациями в соответствии со своими полномочиями при осуществлении следующих видов контроля качества электрической энергии:

- периодический контроль;

- контроль при определении технических условий (далее - ТУ), разрешений или иных документов на присоединение;

- контроль при определении условий договора между энергоснабжающей организацией и потребителем (далее - договора энергоснабжения);

- контроль при допуске к эксплуатации электроустановок потребителей, ухудшающих качество электрической энергии (далее - КЭ);

- контроль при рассмотрении претензий к КЭ.

1.3 Указания должны использоваться аккредитованными испытательными лабораториями, органами государственного энергетического надзора и органами государственного надзора за соблюдением требований государственных стандартов в соответствии со своими полномочиями при проведении сертификационных испытаний электрической энергии (далее - ЭЭ), арбитражных испытаниях ЭЭ, осуществлении инспекционного контроля за сертифицированной ЭЭ, а также при осуществлении государственного надзора за качеством электрической энергии и соблюдением обязательных требований государственных стандартов (далее - государственного надзора).

1.4 Указания могут быть также использованы энергоснабжающими и энергопотребляющими организациями для проведения технологического контроля или иных видов контроля КЭ при отсутствии соответствующих нормативных документов.

2 Нормативные ссылки

В указаниях использованы ссылки на следующие нормативные документы:

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

ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ Методики выполнения измерений

ГОСТ 16263-70. ГСИ. Метрология. Термины и определения.

ГОСТ 16504-81 СГИП Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения

ГОСТ 22261-94 Средства измерений электрических и магнитных величин

ГОСТ Р 50397-92 Совместимость технических средств электромагнитная. Термины и определения

3 Термины и определения

В настоящих указаниях применяют следующие термины и определения:

3.1 Установленные требования - требования, установленные в нормативных документах, договорах энергоснабжения, технических условиях на присоединение, а также в иных документах.

3.2 Контроль КЭ - проверка соответствия показателей КЭ установленным требованиям.

3.3 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 не реже пределов, установленных ГОСТ 13109-97.

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

3.5 Претензионные испытания ЭЭ - испытания, проводимые при рассмотрении претензий продавца или покупателя электрической энергии к ее качеству.

3.6 Арбитражные испытания ЭЭ - претензионные испытания ЭЭ, проводимые аккредитованными в установленном порядке испытательными лабораториями (центрами) по постановлению судов при разрешении споров, связанных с возмещением убытков, причиненных гражданам и юридическим лицам поставкой электрической энергии ненадлежащего качества.

3.7 Сертификационные испытания ЭЭ - испытания ЭЭ, проводимые аккредитованными в установленном порядке испытательными лабораториями (центрами) в целях сертификации электрической энергии.

3.8 Испытания при инспекционном контроле за сертифицированной ЭЭ - испытания ЭЭ, проводимые аккредитованными в установленном порядке испытательными лабораториями (центрами) с целью подтверждения, что ЭЭ соответствует требованиям, которые были установлены при сертификации.

3.9 Испытания ЭЭ при осуществлении государственного надзора - испытания, проводимые органами государственного надзора с целью проверки соответствия ЭЭ установленным ГОСТ 13109-97 требованиям к ее качеству.

3.10 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.

3.11 Точка общего присоединения (далее - ТОП) - электрически ближайшая к рассматриваемому потребителю ЭЭ точка электрической сети энергоснабжающей организации, к которой присоединены или могут быть присоединены другие потребители ЭЭ.

3.12 Точка коммерческого контроля КЭ (далее - ТКЭ) - точка общего присоединения, граница раздела 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.

3.13 Центр питания (далее - ЦП) - распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или распределительное устройство вторичного напряжения (6000 В и выше) подстанции энергоснабжающей организации, к которым присоединены электрические сети данного района (региона) по месторасположению потребителей.

ЦП и присоединенная к нему электрическая сеть могут принадлежать разным энергоснабжающим организациям.

3.14 Распределительная электрическая сеть - электрическая сеть, присоединенная к центру питания, обеспечивающая распределение электрической энергии между потребителями электрической энергии или обеспечивающая передачу электрической энергии организациям, заключающим договора энергоснабжения с потребителями.

3.15 Наибольшее (наименьшее) значение ПКЭ - наибольшее (наименьшее) из всех измеренных в течение 24 ч значений контролируемого ПКЭ;

3.16 Верхнее (нижнее) значение ПКЭ - верхняя (нижняя) граница отрезка, которому принадлежат 95% измеренных в течение 24 ч значений контролируемого ПКЭ.

4 Нормы КЭ, условия соответствия нормам и формы представления результатов контроля

4.1 Нормы качества электроэнергии

4.1.1 В соответствии с ГОСТ 13109-97 для ПКЭ установлены нормально допускаемые и (или) предельно допускаемые значения.

В зависимости от пункта контроля КЭ (выводы приемника электрической энергии, ТОП электрических сетей различных классов напряжения и др.) численные значения норм КЭ в общем случае различны и должны устанавливаться в договорах энергоснабжения с учетом необходимости выполнения норм ГОСТ 13109-97 в пунктах (точках) электрических сетей, установленных этим стандартом.

Для ПКЭ, указанных в 1.1, нормы КЭ в пунктах контроля определяются в соответствии с Приложением А.

4.2 Условия соответствия КЭ установленным нормам

4.2.1 Качество электрической энергии по отклонению частоты и установившемуся отклонению напряжения в пункте контроля считают соответствующим установленным требованиям, если одновременно выполняются следующие условия:

а) все измеренные в течение 24 ч значения контролируемого ПКЭ принадлежат интервалу, ограниченному предельно допускаемыми значениями этого показателя;

б) 95% измеренных в течение 24 ч значений контролируемого ПКЭ принадлежат интервалу, ограниченному нормально допускаемыми значениями этого показателя.

4.2.2 Качество электрической энергии по коэффициентам искажения кривой синусоидальности и n-ой гармонической составляющей напряжения, а также коэффициентам несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательностям в пункте контроля считают соответствующим установленным требованиям, если одновременно выполняются следующие условия:

а) наибольшее из всех измеренных в течение 24 ч значений контролируемого ПКЭ не превышает предельно допускаемого значения ПКЭ;

б) 95% измеренных в течение 24 ч значений контролируемого ПКЭ не превышают нормально допускаемого значения ПКЭ.

4.3 Формы представления результатов контроля

4.3.1 Результаты контроля отклонений частоты должны быть представлены в виде:

- наибольшего и наименьшего значений (с учетом знака) за каждые 24 часа общей длительности измерений, а также

- верхнего и нижнего значений (с учетом знака) за каждые 24 часа общей длительности измерений.

4.3.2 Результаты измерений установившегося отклонения напряжения в пункте контроля должны быть представлены в виде:

наибольшего и наименьшего значений (с учетом знака) установившегося отклонения напряжения отдельно в режимах наибольших и наименьших нагрузок ЦП за каждые 24 часа общей длительности измерений, а также

верхнего и нижнего значений (с учетом знака) установившегося отклонения напряжения отдельно в режимах наибольших и наименьших нагрузок ЦП.

Примечание - Верхнее и нижнее значения установившегося отклонения напряжения являются границами отрезка, которому принадлежат 95% значений, измеренных за интервал времени суток, соответствующий режимам наибольших (наименьших) нагрузок ЦП.

4.3.3 По согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем допускается результаты измерений установившегося отклонения напряжения представлять в виде:

- наибольшего и наименьшего значений (с учетом знака) за каждые 24 часа общей длительности измерений, а также

- верхнего и нижнего значений (с учетом знака) за каждые 24 часа общей длительности измерений.

4.3.4 Результаты измерений коэффициентов искажения кривой синусоидальности и n-ой гармонической составляющей напряжения, а также коэффициентов несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательностям должны быть представлены в виде:

- наибольшего значения контролируемого ПКЭ за каждые 24 часа общей длительности измерений, а также

- верхнего значения контролируемого ПКЭ за каждые 24 часа общей длительности измерений.

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

4.3.5 Форма представления результатов контроля КЭ, указанная в пп. 4.3.1-4.3.4, является обязательной при всех видах испытаний КЭ в сферах, подлежащих обязательному государственному контролю и надзору (сертификационные, арбитражные испытания, инспекционный контроль КЭ, государственный надзор за соблюдением обязательных требований государственных стандартов, измерения, используемые для установления скидок и надбавок при расчетах за электрическую энергию и т.п.).

4.3.6 При проведении периодического или технологического контроля допускается использовать условия соответствия КЭ установленным требованиям, основанные на измерении относительного времени выхода контролируемого показателя за нормально и предельно допускаемые значения.

В этих случаях качество электрической энергии в пункте контроля считают соответствующим установленным требованиям, если одновременно выполняются идентичные приведенным в пп. 4.2.1 и 4.2.2 условия:

а) относительное время выхода значений ПКЭ, измеренных в течение 24 часов, за нормально допускаемые значения (значение) не превышает 5%;

б) относительное время выхода значений ПКЭ, измеренных в течение 24 часов, за предельно допускаемые значения (значение) равно 0%.

4.3.7 Качество электрической энергии по длительности провала напряжения считают соответствующим требованиям НД, если наибольшая из всех измеренных за продолжительный период наблюдения (например, в течение года) длительностей провалов напряжения не превышает предельно допускаемого значения.

Выполнение установленных требований по указанному ПКЭ при отсутствии измерений допускается проверять расчетом суммарной длительности срабатывания релейной защиты, автоматики и коммутационных аппаратов.

5 Выбор пунктов контроля качества электрической энергии

5.1 Пункты контроля при периодическом контроле КЭ в электрических сетях энергоснабжающей организации

5.1.1 Пункты контроля качества закупаемой ЭЭ

В качестве пунктов контроля КЭ закупаемой энергоснабжающей организацией ЭЭ выбирают границы раздела балансовой принадлежности двух энергоснабжающих организаций или иные пункты, связывающие электрические сети этих организаций и позволяющие проводить измерения КЭ. Выбранные пункты контроля указывают в договоре энергоснабжения между этими энергоснабжающими организациями.

5.1.2 Пункты контроля качества поставляемой потребителям ЭЭ

Пунктами контроля КЭ, поставляемой потребителям, являются: ЦП, если он принадлежит энергоснабжающей организации, в чьем ведении находится распределительная электрическая сеть (далее - распределительная сеть), и характерные точки в распределительной сети, выбор которых осуществляют в соответствии с рекомендациями пп. 5.1.3-5.1.6.

5.1.3 Пункты контроля установившегося отклонения напряжения

Выбор контрольных пунктов в распределительной сети для измерения установившегося отклонения напряжения следует производить в следующем порядке.

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

5.1.3.2 Выбрать в каждой из групп распределительных линий следующие контрольные пункты:

- ТКЭ с потребителями, соответствующие точкам электрической 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, график нагрузки которых резко отличен от графика нагрузки ЦП;

- шины 0,4 кВ трансформаторных подстанций (ТП) 6-35/0,4 кВ, от которых осуществляется электроснабжение бытовых потребителей, потери напряжения от ЦП до которых являются минимальными и максимальными в рассматриваемой группе распределительных линий в режимах наибольших и наименьших нагрузок ЦП или вводно-распределительное устройство к этим бытовым потребителям.

5.1.3.3 Если на подстанции энергоснабжающей организации установлен трансформатор, осуществляющий один и тот же закон регулирования напряжения для нескольких секций шин (трехобмоточный трансформатор, трансформатор с расщепленными обмотками), то пункты контроля выбирают в объединенной распределительной сети, присоединенной ко всем секциям (системам) шин вторичного напряжения данного трансформатора, используя положения п. 5.1.3.2.

В качестве пункта контроля в ЦП рекомендуется выбрать секцию (систему) шин, в соответствии с нагрузкой которой осуществляют централизованное регулирование напряжения в объединенной распределительной сети.

5.1.3.4 При выборе пунктов контроля для измерения установившегося отклонения напряжения следует использовать:

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

- сведения о загрузке распределительных трансформаторов 6-35/0,4 кВ и данные о регулировочных ответвлениях, установленных на этих трансформаторах;

- результаты измерений токов в распределительных линиях и напряжений на шинах 0,4 кВ трансформаторов 6-35/0,4 кВ и др.

5.1.4 Пункты контроля показателей несинусоидальности и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности

В качестве пунктов контроля в распределительной электрической сети для измерения показателей несинусоидальности и несимметрии напряжений по обратной последовательности следует выбирать ТОП (ТКЭ) с потребителями, являющимися источниками ухудшения качества электрической энергии (далее искажающие потребители).

Дополнительно следует рассмотреть целесообразность контроля КЭ в ТОП (ТКЭ) с восприимчивыми потребителями, ближайшими к искажающим потребителям, и точки электрической сети с установленными статическими компенсирующими устройствами.

5.1.5 Пункты контроля коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности

В качестве пунктов контроля коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности следует выбирать шины 0,4 кВ трансформаторов 6-35/0,4 кВ, питающих коммунально-бытовую нагрузку.

В качестве пунктов контроля могут быть также выбраны шины трехфазного вводно-распределительного устройства жилого дома.

Выбор конкретных пунктов контроля осуществляют с учетом результатов измерений токов в линиях 0,4 кВ и напряжений на шинах 0,4 кВ трансформаторов 6-35/0,4 кВ, проводимых энергоснабжающей организацией два раза в год в период наибольших и наименьших годовых нагрузок. При этом в первую очередь выбирают точки распределительной сети, в которых была зарегистрирована наибольшая несимметрия фазных токов и напряжений.

5.1.6 Пункты контроля отклонения частоты и длительности провала напряжения

В качестве пунктов контроля выбирают любой пункт электрических сетей, в том числе любые ТКЭ.

5.2 Пункты контроля КЭ при рассмотрении претензий и арбитражных испытаниях КЭ

В качестве пунктов контроля КЭ выбирают ТКЭ с потребителем, являющимся одной из сторон заявленной претензии.

При необходимости дополнительно могут быть выбраны другие пункты контроля, 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 электрической сети более высокого класса напряжения, электрически ближайшая к ТОП с рассматриваемым потребителем.

5.3 Пункты контроля КЭ при определении ТУ и договорных условий с потребителем, электроустановки которого ухудшают КЭ, а также при допуске в эксплуатацию электроустановок, ухудшающих КЭ

В качестве пункта контроля тех ПКЭ, по которым электроустановки потребителя ухудшают КЭ, выбирают ТОП с данным потребителем. Дополнительно в качестве пункта контроля при допуске к эксплуатации электроустановок, ухудшающих КЭ, может быть выбрана точка в системе электроснабжения потребителя, приближенная к этой электроустановке.

5.4 Пункты контроля КЭ в электрических сетях потребителя

5.4.1 Пункты контроля качества закупаемой ЭЭ

В качестве пунктов контроля КЭ закупаемой ЭЭ выбирают точку коммерческого контроля, если она располагается в сети потребителя, или границу раздела балансовой принадлежности или иной пункт, ближайший к границе раздела, в котором может быть осуществлен контроль КЭ

5.4.2 Пункты контроля установившегося отклонения напряжения

В качестве пунктов контроля установившегося отклонения напряжения (дополнительно к пункту контроля закупаемой ЭЭ) рекомендуется выбирать выводы характерных электроприемников: ближайшего и наиболее удаленного к границе раздела, а также выводы электроприемников, характер нагрузки которых резко отличен от графиков нагрузки ЦП в интервалах времени наибольших и наименьших нагрузок, сообщаемых потребителю энергоснабжающей организацией.

При выборе характерных электроприемников рекомендуется пользоваться информацией, указанной в 5.1.3.4.

5.4.3 Пункты контроля показателей несинусоидальности и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности

В качестве пунктов контроля показателей несинусоидальности и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности (дополнительно к пункту контроля закупаемой ЭЭ) рекомендуется выбирать ТОП, к которым присоединены нелинейные и несимметричные электроприемники.

5.4.4 Пункты контроля коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности

В качестве пунктов контроля коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности следует выбирать шины 0,4 кВ трансформаторов 6-35/0,4 кВ, питающих одновременно трехфазную и однофазную нагрузки.

5.5 Пункты контроля при сертификационных испытаниях

В качестве пунктов контроля установившегося отклонения напряжения выбирают пункт(ы) контроля качества закупаемой ЭЭ (см. 5.1.1) и выводы приемников электрической энергии бытовых потребителей, потери напряжения до которых являются минимальными и максимальными в режимах наибольших и наименьших нагрузок ЦП, или вводно-распределительные устройства к этим бытовым потребителям, или, при наличии обоснований (расчетов, данных измерений и др.), шины 0,4 кВ трансформаторных подстанций (ТП) 6-35/0,4 кВ, от которых осуществляется электроснабжение указанных бытовых потребителей.

Выбор пунктов контроля остальных ПКЭ осуществляют в соответствии с 5.1.4-5.1.6.

5.6 Органы государственного надзора за соблюдением обязательных требований государственных стандартов и органы государственного энергетического надзора выбирают пункты контроля КЭ по своему усмотрению.

6 Продолжительность и периодичность контроля ПКЭ

6.1 При сертификационных и арбитражных испытаниях, а также инспекционном контроле за сертифицированной электрической энергией продолжительность непрерывных измерений ПКЭ должна составлять не менее 7 суток.

Органы государственного надзора за соблюдением обязательных требований государственных стандартов и органы государственного энергетического надзора устанавливают продолжительность непрерывных измерений ПКЭ по своему усмотрению, но не менее одних суток.

Соответствие установленным нормам проверяется по результатам измерений ПКЭ за каждые 24 ч в отдельности. При этом суммарный перерыв в измерениях ПКЭ за сутки, включая длительность провалов, перенапряжений и отключений прибора, должен составлять не более 5 мин.

6.2 При претензионных испытаниях электрической энергии общая продолжительность непрерывных измерений ПКЭ устанавливается соглашением между энергоснабжающей организацией и потребителями и должна составлять не менее одних суток.

6.3 Энергоснабжающая организация должна проводить периодический контроль качества поставляемой потребителям ЭЭ. Потребитель по своему усмотрению проводит контроль любых ПКЭ, установленных ГОСТ 13109-97, и обязан проводить периодический контроль КЭ по тем показателям, источником ухудшения которых он является (см. ГОСТ 13109-97, приложение Е).

6.4 При периодическом контроле КЭ рекомендуется, чтобы общая продолжительность непрерывного контроля ПКЭ составляла 7 суток.

Допускается уменьшение общей продолжительности контроля КЭ, если в недельном цикле достоверно определены сутки (несколько суток), результаты измерений КЭ за которые являются репрезентативными для недельного цикла. При этом минимальная продолжительность непрерывного контроля каждого из перечисленных в 1.1 ПКЭ (за исключением длительности провала напряжения) для определения их соответствия требованиям НД должна быть не менее 24 ч.

Интервал между очередными измерениями ПКЭ при периодическом контроле КЭ устанавливается энергоснабжающей организацией и должен составлять:

- 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 - не реже 1 раза в год. 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 установившегося отклонения напряжения, но не реже 1 раза в 2 года;

- для остальных ПКЭ за исключением отклонения частоты и длительности провала напряжения (см. 1.1) - не реже одного раза в два года при отсутствии изменений электрических схем сети и ее элементов в процессе эксплуатации и при незначительных изменениях нагрузки потребителя, ухудшающего КЭ.

Периодический контроль отклонений частоты при отсутствии организованного в энергоснабжающей организации постоянного контроля этого ПКЭ рекомендуется проводить не реже 2-х раз в год в режимах наибольших и наименьших годовых нагрузок. Интервал между контрольными проверками допускается увеличивать, но не реже 1 раза в 2 года.

6.5 Периодический контроль установившегося отклонения напряжения рекомендуется проводить одновременно во всех выбранных в рассматриваемой электрической сети пунктах контроля.

Если центр питания и распределительная электрическая сеть принадлежат разным энергоснабжающим организациям, то сроки проведения периодического контроля КЭ в этих организациях целесообразно согласовывать.

6.6 Продолжительность непрерывного контроля КЭ для определения ТУ на присоединение и договорных условий электроснабжения должна составлять не менее 24 ч и устанавливаться энергоснабжающей организацией таким образом, чтобы включить характерные суточные изменения ПКЭ в недельном цикле.

При допуске в эксплуатацию электроустановок потребителя, являющихся источниками ухудшения КЭ в ТОП, контроль ПКЭ требуется проводить до и после подключения этих электроустановок потребителя. Общая продолжительность измерений ПКЭ до и после подключения должна устанавливаться энергоснабжающей организацией с учетом характерных суточных изменений ПКЭ в недельном цикле и составлять не менее двух суток.

7 Требования к погрешности измерений

Погрешность измерений должна соответствовать требованиям, указанным в ГОСТ 13109-97, пункты 7.1 и 7.2.

8 Требования к средствам измерений

8.1 При всех видах испытаний, контроля и измерений КЭ, за исключением технологического контроля должны использоваться средства измерений, реализующие алгоритмы обработки измерительной информации в соответствии с требованиям ГОСТ 13109-97 и п. 8 настоящих указаний и имеющие метрологические характеристики не хуже указанных в таблице 8.1.

Таблица 8.1 Метрологические характеристики средств измерений

Наименование измеряемой величины, единица измерений	Метрологические характеристики
	Диапазон измерений в единицах измеряемой величины	Предел абсолютной допускаемой погрешности в единицах измеряемой величины	Предел относительной допускаемой погрешности, %	Интервал усреднения, с
1	2	4#	5	6
1. Установившееся отклонение напряжения, %	от минус 20 до плюс 20	+- 0,2* +- 0,5**		60 с
2. Коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, %	от 0 до 15	+- 0,05 при K_U(n) < 1	+- 5 при K_U(n) > 1	3
3. Коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, %	от 0 до 15	+- 0,1 при K_U < 1	+- 10 при K_U > 1	3
4. Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, %	от 0 до 5	+- 0,2* +- 0,3**	-	3
5. Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, %	от 0 до 5	+- 0,2* +- 0,5**	-	3
6. Отклонение частоты, Гц	от 49 до 51	+- 0,03 0,01	-	20
7 Длительность провала напряжения, с	от 0,01 до 60		-	-

------------------------------

* для средств измерений, подключаемых к выходам измерительных трансформаторов напряжения

** для средств измерений, подключаемых непосредственно к электрическим сетям 380, 220 В.

K_U , K_U(n) - соответственно коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения и коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения.

8.2 При технологическом контроле КЭ допускается использовать средства измерений, динамические характеристики и погрешность которых отличаются от установленных в таблице 8.1. Однако погрешность используемых средств измерений не должна превышать установленную в таблице 8.1 для средств измерений, подключаемых непосредственно к электрическим сетям 380, 220 В.

8.3 В сферах, подлежащих обязательному государственному контролю и надзору (сертификационные, арбитражные испытания, инспекционный контроль КЭ, государственный надзор за соблюдением обязательных требований государственных стандартов, измерения, используемые для установления скидок и надбавок при расчетах за электрическую энергию, штрафных санкций и т.п.), при проведении работ в электрических сетях с номинальным напряжением выше 1000 В должны использоваться трансформаторы напряжения класса точности не хуже 0,5, поверенные в установленном порядке с не истекшими сроками поверки. При этом нагрузка вторичных цепей трансформаторов с учетом входных сопротивлений используемых средств измерений КЭ, должна находиться в пределах 25-100% номинальной нагрузки, установленной для указанного класса точности. Неравномерность амплитудно-частотной характеристики трансформатора в полосе частот до 2 кГц не должна превышать 2%. Коэффициенты n-ых гармонических составляющих напряжения до 40-ой включительно на выходе трансформатора при подаче на его вход синусоидального напряжения частотой 50 Гц должны быть не более 0,02%.

При остальных видах испытаний и контроля могут использоваться установленные в электрических сетях и не подвергавшиеся периодической поверке трансформаторы напряжения класса точности 0,5, нагрузка вторичных измерительных цепей которых находится в пределах от 0,4 до 0,8 номинальной нагрузки, установленной для указанного класса точности.

8.4 Приборы должны обеспечивать измерения при следующих номинальных значениях напряжения на их входах:

- фазные напряжения 100/кв.корень(3) и 220 В;

- междуфазные напряжения 100 и 380 В.

8.5 Средства измерений должны усреднять измеряемые ПКЭ в интервалах усреднения, указанных в таблице 8.1, с использованием следующих весовых функций (измерительных окон):

прямоугольное измерительное окно с шириной T_w равной 0,32 с, без пробелов между окнами

или измерительное окно Хеннинга с шириной T_w, равной 0,4-0,5 с, с перекрытием смежных окон на 50%.

8.6 Средства измерений должны обеспечивать выявление кратковременных перенапряжений, провалов и отключений измеряемых напряжений длительностью более 0,01 с. В случае, если на интервале измерений, равном ширине измерительного окна по 8.5, происходит любое из этих явлений, результаты измерений в этом окне должны игнорироваться.

8.7 Средства измерений должны обеспечивать нормальную работу при характеристиках напряжения питания, изменяющихся в пределах +-20% от номинального напряжения, в том числе при снижении напряжения питания до 80% от номинального напряжения. При большем снижении или исчезновении напряжения питания средства измерений должны обеспечивать сохранение установочных параметров, оперативных уставок, накопленной в памяти информации, а также отсчет текущего времени. При восстановлении напряжения питания до 80% от номинального значения, средства измерений должны обеспечивать автоматическое восстановление нормальной работы.

8.8 Средства измерений должны обеспечивать накопление измерительной информации за время не менее 7 суток и хранение этой информации при отключенном питании не менее 15 суток.

8.9 Средства измерений должны обеспечивать регистрацию и отображение суммарной длительности событий, указанных в 8.6 и 8.7, в течение каждых календарных суток. При этом должно учитываться время выхода прибора на нормальный режим работы после восстановления питания.

8.10 Средства измерений должны обеспечивать представление протоколов измерений в форме, обеспечивающей проверку условий соответствия КЭ по п. 4.2 настоящих Указаний.

8.11 По устойчивости к климатическим воздействиям в рабочих условиях применения приборы должны соответствовать группе исполнения не ниже 3-й по ГОСТ 22261-94.

8.12 По устойчивости к воздействию внешних электромагнитных помех средства измерений должны удовлетворять требованиям следующих стандартов: ГОСТ Р 50317.4.2-99 (МЭК 61000-4-2-95), ГОСТ Р 50317.4.3-99 (МЭК 61000-4-3-95), ГОСТ Р 50317.4.4-99 (МЭК 61000-4-4-95), ГОСТ Р 50317.4.5-99 (МЭК 61000-4-5-95), ГОСТ Р 50317.4.11-99 (МЭК 61000-4-11-94), ГОСТ Р 50628-2000, ГОСТ Р 50648-94 (МЭК 1000-4-8-93).

8.13 Средства измерений должны выдерживать на зажимах входных цепей и цепей сетевого питания длительное (не менее 24 ч) воздействие напряжения не менее удвоенного номинального значения.

8.14 Средства измерений должны выдерживать на зажимах входных цепей и цепей сетевого питания воздействие грозовых импульсов напряжения до 6 кВ.

8.15 Средства измерений должны обеспечивать защиту измерительной информации путем ограничения доступа к входным зажимам и органам управления, применением паролей, фиксацией в памяти моментов времени ввода команд, изменяющих режимы работы прибора.

9 Метод измерений

9.1 При выполнении измерений используют метод непосредственной оценки ПКЭ, перечисленных в 1.1.

9.2 При контроле КЭ в трехфазных и однофазных электрических сетях следует измерять фазные напряжения.

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

10 Требования безопасности

10.1 При контроле ПКЭ должны быть соблюдены требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.019-80, ГОСТ 12.2.007-75, "Правилами эксплуатации электроустановок потребителей", "Правилами техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей", "Правилами техники безопасности электроустановок" и "Правилами технической эксплуатации электрических станций и сетей в Российской Федерации".

10.2 Помещения, используемые при контроле ПКЭ, должны удовлетворять требованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004-91.

10.3 Средства измерений, используемые при контроле ПКЭ, должны удовлетворять требованиям безопасности по ГОСТ 22261-94.

12 Условия измерений

12.1 Измерения ПКЭ проводят в нормальных и ремонтных режимах работы электрической сети.

12.2 При измерениях ПКЭ обеспечивают выполнение рабочих условий применения используемых СИ в пункте контроля.

13 Подготовка к проведению измерений

13.1 Перед началом измерений в электрических сетях напряжением выше 1000 В следует:

- установить тип измерительного трансформатора (трансформаторов) напряжения (ТН) в пункте контроля; номинальные напряжения первичной и вторичной обмоток ТН; схему соединений вторичных обмоток ТН; класс его точности, наличие действующего свидетельства о поверке или поверительного клейма (при необходимости, см. п. 8.3 настоящих Указаний), схему соединения нагрузок вторичных обмоток ТН;

- определить нагрузку вторичных цепей ТН в соответствии с приложением Б. Нагрузка должна соответствовать требованиям п. 8.3 настоящих Указаний;

13.2 Перед началом измерений КЭ следует:

- проверить температуру, влажность и давление (климатические условия), а также напряжение и частоту питания с тем, чтобы используемые средства измерений были размещены в таких климатических условиях и были обеспечены такие характеристики напряжения их питания, для которых в соответствии с технической документацией указанных средств измерений обеспечиваются нормы точности измерений по 8.1 настоящих указаний;

- установить средства измерений, заземлить их и подготовить к работе в соответствии с инструкциями по эксплуатации, включая прогрев прибора, корректировку, при необходимости, текущего времени и даты, введение необходимых уставок. В качестве соединительных проводов между прибором и исследуемой сетью следует использовать стандартные соединительные кабели, входящие в комплект прибора, или в случае их отсутствия многожильные кабели. Сечение и длина соединительных проводов должны быть выбраны из условия, что потеря напряжения в них не превышает 0,05%;

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

- подключить контролируемое напряжение в соответствии с 9.2 настоящих указаний. Определить соответствие маркировки фаз измеряемой трехфазной сети правильному чередованию фаз с помощью фазоуказателя или средства измерений КЭ. Следование фаз входных сигналов должно совпадать с маркировкой соответствующих измерительных каналов напряжения прибора;

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

14 Выполнение измерений

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

14.2 Климатические условия окружающей среды и напряжение питания прибора контролируются не менее 1 раза в сутки.

14.3 Продолжительность и периодичность измерений устанавливают в соответствии с разделом 6 настоящих указаний.

14.4 Перед завершения# измерений проверяют выполнение требований 6.1 по суммарному перерыву в измерениях ПКЭ, в случае невыполнения требований измерения повторяют.

15 Обработка результатов измерений

Для оценки соответствия ПКЭ установленным требованиям согласно 4.2 настоящих указаний средства измерений должны обеспечивать обработку результатов измерений по следующему алгоритму:

15.1 Для показателей, имеющих норму в виде одного предела (коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения и др.) обработка результатов измерений ПКЭ выполняется в следующем порядке.

15.1.1 Все измеренные за 24 часа значения ПКЭ упорядочиваются на числовой оси и каждому упорядоченному значению присваивается номер от 1 до N_нб.

15.1.2 Определяют наибольшее значение ПКЭ - ПКЭ_нб, соответствующее наибольшему номеру N_нб.

15.1.3 Определяют верхнее значение ПКЭ (ПКЭ_в), соответствующее условию, что 95% измеренных значений ПКЭ, лежат ниже этого значения. Упорядоченный номер верхнего значения ПКЭ определяют по формуле:

                          N = N  - 0,05 N,

                           в   нб

     где N - общее число измерений ПКЭ за 24 часа.

15.2 Для показателей, имеющих норму в виде диапазона (установившееся отклонение напряжения, отклонение частоты) обработка результатов измерений ПКЭ выполняется в следующем порядке.

15.2.1 Все измеренные за 24 ч значения ПКЭ упорядочивают на числовой оси и каждому упорядоченному значению присваивают номер от 1 до N_нб.

15.2.2 Определяют число значений ПКЭ, выходящих за нижнее нормально допускаемое значение - m_н и верхнее нормально допускаемое значение - m_в.

15.2.3 Если m_н = 0 и m_в = 0, то упорядоченные номера, соответствующие нижнему и верхнему значениям ПКЭ, в пределах которых находятся 95% измеренных значений ПКЭ определяют по формулам:

                         N = 0,025 N

                          н

                         N = N + 0,95 N

                          в   н

15.2.4 Если условия по 15.2.3 не соблюдаются, но m_н + m_в. <= 0,05 N, то:

а) Если m_н = 0, то упорядоченные номера, соответствующие нижнему и верхнему значениям ПКЭ, определяют из выражений

                         N = (0,05 N + m )/2

                          н             в

                         N = N + 0,95 N

                          в   н

б) Если m_в = 0, то упорядоченные номера, соответствующие нижнему и верхнему значениям ПКЭ определяют из выражений

                         N = (0,05 N - m )/2

                          н             н

                         N = N + 0,95 N

                          в   н

15.2.5 Если условия по 15.2.3 не соблюдаются, но m_н + m_в. > 0,05 N, то упорядоченные номера, соответствующие верхнему и нижнему значениям определяют по следующим формулам:

                        N = 0,05 N m  /(m  + m  ),

                         н          н.   н.   в.

                        N = N + 0,95 N.

                         в   н

16 Оформление результатов контроля показателей качества электрической энергии

Результаты контроля ПКЭ оформляются в виде "Протокола испытаний (контроля) электрической энергии по показателям качества" (далее - протокол).

16.1 В протоколе приводят следующие данные:

а) наименование и адрес испытательной лаборатории (организации или подразделения), проводивших 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 - сертификационные, арбитражные, претензионные, периодический контроль 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) наименование и пункты нормативной документации, устанавливающей методы испытаний (контроля) КЭ;

и) средства измерений:

1) наименование, тип, номер прибора(ов) для измерений ПКЭ, сведения о погрешностях измерителей ПКЭ, дата последней поверки, срок действия свидетельства о поверке;

2) тип измерительного трансформатора напряжения (ТН), класс точности, сведения о погрешностях ТН и поверке;

3) ссылка на протокол измерения нагрузки ТН;

к) условия выполнения измерений:

1) температура окружающего воздуха, °С;

2) относительная влажность воздуха, %;

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

4) частота сети электропитания средств измерений КЭ, Гц;

5) напряжение сети электропитания средств измерений КЭ, В;

л) требования к показателям качества электроэнергии в пункте контроля;

м) результаты измерений ПКЭ в пункте контроля за каждые 24 часа (результаты могут быть приведены в приложении к протоколу);

н) заключение по результатам контроля ПКЭ.

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

Рекомендуемые формы "Протокола сертификационных испытаний..." и "Приложения к протоколу" приведены в приложении В к настоящим указаниям.

Заместитель руководителя Госэнергонадзора

В.Н. Белоусов