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		0°	-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		0°	-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