290
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
Качество
электроэнергии
.
Повышение
наблюдаемости
,
мониторинг
Мальгин
В
.
Л
.,
главный
метролог
—
начальник
отдела
метрологии
и
контроля
качества
электроэнергии
ПАО
«
МРСК
Северо
-
Запада
»
Аннотация
Одним
из
эффективных
способов
получения
объективной
и
достоверной
информа
-
ции
о
показателях
качества
электроэнергии
(
ПКЭ
)
в
электрических
сетях
и
системах
электроснабжения
потребителей
является
использование
технических
и
организаци
-
онных
средств
мониторинга
качества
электроэнергии
(
КЭ
).
В
данной
статье
анализи
-
руются
необходимые
и
достаточные
методы
проведения
мониторинга
КЭ
для
элек
-
трических
сетей
различных
конфигураций
.
Ключевые
слова
:
качество
электроэнергии
,
мониторинг
,
приборы
учета
П
ри
организации
мониторинга
КЭ
необходимо
определиться
с
целями
и
задачами
,
объ
-
емом
параметров
,
периодичностью
опроса
и
точками
мониторинга
.
Исходные
данные
для
построения
системы
мониторинга
должны
определяться
из
соображений
экономи
-
ческой
целесообразности
и
технической
возможности
сбора
и
передачи
данных
,
а
также
не
-
обходимости
и
достаточности
данных
для
анализа
тех
или
иных
показателей
(
параметров
)
качества
электроэнергии
(
ПКЭ
).
Системы
мониторинга
ПКЭ
должны
быть
сформированы
в
зависимости
от
типа
потреби
-
теля
электроэнергии
:
1)
мониторинг
КЭ
потребителей
0,4 (0,23)
кВ
многоквартирных
домов
;
2)
мониторинг
КЭ
потребителей
в
сельской
местности
;
3)
мониторинг
КЭ
потребителей
мощностью
более
670
кВт
;
4)
мониторинг
потребителей
мощностью
более
670
кВт
,
у
которых
есть
искажающие
КЭ
элек
-
троприемники
;
5)
входной
контроль
КЭ
,
мониторинг
КЭ
транзитных
воздушных
линий
(
ВЛ
),
подстанций
(
ПС
)
110
кВ
и
выше
;
6)
мониторинг
КЭ
потребителей
более
5
МВт
.
Разберем
требования
к
системам
мониторинга
ПКЭ
,
исходя
из
необходимости
и
достаточ
-
ности
набора
контролируемых
параметров
.
291
УЧЕТ
И
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Мониторинг
КЭ
потребителей
0,4 (0,23)
кВ
многоквартирных
домов
.
Мониторинг
КЭ
потребителей
мощностью
более
670
кВт
Достижение
экономически
эффективного
мониторинга
КЭ
потребителей
0,4 (0,23)
кВ
реализу
-
ется
за
счет
применения
приборов
учета
электроэнергии
,
установленных
в
точках
общедомо
-
вого
учета
с
передачей
действующих
значений
фазных
и
линейных
напряжений
U
ф
и
U
л
и
ак
-
тивной
и
реактивной
мощности
(
P
,
Q
)
посредством
передачи
данных
с
помощью
GSM-
связи
или
Powerline communication (PLC).
С
учетом
состава
электроприемников
современного
жилого
дома
или
предприятия
желательны
также
измерения
значения
гармонических
составляющих
K
U
и
K
U
(
n
)
для
вновь
устанавливаемых
устройств
и
(
при
наличии
возможности
)
отдельных
ПКЭ
в
со
-
ответствии
с
ГОСТ
32144 [1]
с
возможностью
передачи
по
наступлению
события
или
по
запросу
.
При
современном
развитии
микропроцессорной
техники
данные
вычисления
уже
не
приводят
к
существенному
удорожанию
СИ
(
при
условии
,
что
погрешность
для
данного
вида
мониторинга
может
быть
хуже
,
чем
установлено
для
СИ
показателей
качества
электроэнергии
класса
А
).
Основные
характеристики
(
исходные
данные
для
построения
системы
):
–
точка
контроля
:
общедомовой
прибор
учета
,
установленный
на
границе
балансовой
принадлежности
с
многоквартирным
жилым
домом
или
потребителем
более
670
кВт
;
–
параметры
:
фазные
и
линейные
напряжения
U
ф
и
U
л
,
фазные
токи
I
ф
,
активная
и
реак
-
тивная
мощности
фазные
P
,
Q
с
привязкой
к
времени
измерений
и
гармонические
состав
-
ляющие
K
U
,
K
U
(
n
)
(
при
наличии
возможности
);
–
каналы
связи
:
GSM, PLC
или
другие
;
–
система
сбора
:
любая
с
возможностью
записи
данных
,
резервирования
данных
и
настройки
сигнализации
превышения
предельно
допустимых
отклонений
,
а
также
с
возможностью
прописывания
математических
операций
(
для
расчета
коэффициентов
несимметрии
,
вывода
необходимых
отклонений
для
анализа
и
т
.
п
.),
в
системе
также
должна
быть
реализована
возможность
подключения
различных
приборов
учета
(
макси
-
мально
широкой
линейки
моделей
различных
производителей
);
–
периодичность
измерений
:
по
наступлению
события
(
отклонение
параметра
или
отключение
электроснабжения
),
периодически
по
запросу
,
периодически
в
интервал
времени
,
не
приводящий
к
сбою
опроса
по
коммерческому
учету
электроэнергии
—
2
раза
в
неделю
/
месяц
(
в
часы
максимума
и
минимума
нагрузок
в
будние
дни
и
в
часы
максимума
и
минимума
нагрузок
в
выходные
дни
,
периодичность
выбирается
исходя
из
возможностей
системы
и
каналов
связи
);
–
оператор
системы
(
центр
сбора
данных
):
компания
,
которая
может
осуществлять
регулирование
напряжения
в
распределительной
сети
,
к
которой
подключены
данные
потребители
(
электросетевая
компания
);
–
юридическое
применение
результатов
системы
:
нет
;
–
наличие
возможности
удаленного
программирования
СИ
для
расчета
и
передачи
основных
и
дополнительных
рассчитываемых
показателей
(
в
зависимости
от
возможно
-
стей
процессора
и
других
компонентов
СИ
).
Если
пренебречь
гармоническими
составляющими
,
то
можно
использовать
нижепри
-
веденный
метод
для
расчета
напряжения
прямой
,
обратной
,
нулевой
последовательности
и
расчет
коэффициентов
с
использованием
значений
напряжений
основной
частоты
.
Измерение
установившегося
отклонения
напряжения
U
у
осуществляют
следующим
образом
:
1.
Для
каждого
i
-
го
наблюдения
за
период
времени
,
равный
24
ч
,
измеряют
значение
напряже
-
ния
,
которое
в
электрических
сетях
однофазного
тока
определяют
как
действующее
значение
292
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
напряжения
основной
частоты
U
(1)
i
(
в
вольтах
,
киловольтах
)
без
учета
высших
гармонических
составляющих
напряжения
,
а
в
электрических
сетях
трехфазного
тока
—
как
действующее
значение
каждого
междуфазного
(
фазного
)
напряжения
основной
час
тоты
U
(1)
i
,
а
также
как
действующее
значение
напряжения
прямой
последовательности
основной
частоты
,
вычи
-
сляемое
по
формуле
:
____________________________
U
2
ВС
(1)
i
–
U
2
СА
(1)
i
U
2
ВС
(1)
i
–
U
2
СА
(1)
i
U
1(1)
i
=
(
√
3
U
АВ
(1)
i
+ 4
U
2
ВС
(1)
i
+
(
——— +
U
АВ
(1)
i
)
2
)
2
+
(
———
)
2
1/2
/
√
12, (1)
U
АВ
(1)
i
U
АВ
(1)
i
где
U
AB(1)
i
,
U
BC(1)
i
,
U
CA(1)
i
—
действующие
значения
междуфазных
напряжений
основной
часто
-
ты
в
i
-
м
наблюдении
,
В
.
2.
Вычисляют
действующее
значение
напряжения
обратной
последовательности
основной
частоты
U
2(1)i
по
формуле
:
____________________________
U
2
ВС
(1)
i
–
U
2
СА
(1)
i
U
2
ВС
(1)
i
–
U
2
СА
(1)
i
U
2(1)
i
=
(
√
3
U
АВ
(1)
i
+ 4
U
2
ВС
(1)
i
+
(
——— +
U
АВ
(1)
i
)
2
)
2
+
(
———
)
2
1/2
/
√
12, (2)
U
АВ
(1)
i
U
АВ
(1)
i
3.
Вычисляют
коэффициент
несимметрии
напряжений
по
обратной
последовательности
K
2U
i
в
процентах
,
как
результат
i
-
го
наблюдения
по
формуле
:
K
2
Ui
=
U
2(1)
i
/
U
1(1)
i
∙
100,
(3)
гд
e
U
2(1)
i
—
действующее
значение
напряжения
обратной
последовательности
основной
частоты
трехфазной
системы
напряжений
в
i
-
м
наблюдении
,
В
;
U
1(1)
i
—
действующее
значе
-
ние
напряжения
прямой
последовательности
основной
частоты
в
i
-
м
наблюдении
,
В
.
4.
Определяют
действующее
значение
напряжения
нулевой
последовательности
основной
частоты
U
0(1)i
в
i
-
м
наблюдении
по
формуле
____________________________
U
2
ВС
(1)
i
–
U
2
СА
(1)
i
U
2
В
(1)
i
–
U
2
А
(1)
i
U
2
ВС
(1)
i
–
U
2
СА
(1)
i
U
0(1)
i
=
(
——— – 3———
)
+
(
4
U
2
ВС
(1)
i
–
(
U
АВ
(1)
i
– ———
)
2
–
U
АВ
(1)
i
U
АВ
(1)
i
U
АВ
(1)
i
___________________________
U
2
В
(1)
i
–
U
2
А
(1)
i
–
3 4
U
2
В
(1)
i
–
(
U
АВ
(1)
i
– ———
)
2
)
2
1/2
/ 6,
(4)
U
АВ
(1)
i
5.
Вычисляют
коэффициент
несимметрии
напряжения
по
нулевой
последовательности
K
0
Ui
в
процентах
как
результат
i
-
го
наблюдения
по
формуле
K
0
Ui
=
√
3
U
0(1)
i
/
U
1(1)
i
∙
100,
где
U
0(1)
i
—
действующее
значение
напряжения
нулевой
последовательности
основной
ча
-
стоты
трехфазной
системы
напряжений
в
i
-
м
наблюдении
,
В
;
U
1(1)
i
—
действующее
значе
-
ние
междуфазного
напряжения
прямой
последовательности
основной
частоты
,
В
.
Данные
вычисления
не
составляет
труда
производить
как
в
самом
средстве
измерений
(
СИ
),
так
и
в
системе
обработки
данных
верхнего
уровня
(
удобнее
в
СИ
,
чтобы
не
загружать
каналы
связи
).
Результаты
применения
:
выявление
установившихся
отклонений
напряжения
и
предвари
-
тельный
анализ
причин
их
появления
с
учетом
расчета
коэффициента
несимметрии
,
анализа
токовых
нагрузок
и
реактивной
мощности
;
определение
отношения
активной
и
реактивной
мощ
-
ности
;
определение
длительности
отключений
и
их
частоты
(
параметры
надежности
;
для
реали
-
зации
требуется
доработка
программ
сбора
данных
верхнего
уровня
и
приборов
учета
).
293
УЧЕТ
И
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Рис
. 1.
Упрощенная
схема
мониторинга
(
негостированного
)
пара
-
метров
напряжений
и
токов
в
точке
поставки
электроэнергии
Счетчик
электро
-
энергии
с
функцией
измере
ния
и
передачи
параметров
напряжений
и
токов
,
а
т
акже
других
параметров
КЭ
Модем
,
УСПД
(
устройство
сбора
и
передачи
данных
) +
модем
или
другой
канал
связи
Сервер
сбора
данных
АРМ
(
автоматизированное
рабочее
место
)
оператора
Данная
система
позволяет
выявить
97%
возможных
нарушений
в
области
КЭ
для
потреби
-
телей
0,4 (0,23/0,22)
кВ
.
В
случае
,
если
мероприятия
по
симметрированию
нагрузок
и
регулированию
лимитов
по
мак
-
симальной
мощности
в
многоквартирном
доме
и
мероприятия
по
проверке
контактных
соедине
-
ний
нулевого
проводника
и
/
или
увеличение
его
сечения
не
дают
результатов
по
улучшению
КЭ
,
то
в
данную
точку
мониторинга
и
на
питающую
трансформаторную
подстанцию
(
ТП
)
должен
быть
установлен
прибор
,
позволяющий
оценить
все
ПКЭ
в
соответствии
с
ГОСТ
32144 [1]
в
действую
-
щей
редакции
(
например
,
по
гармоническим
составляющим
и
другим
параметрам
).
Кроме
того
,
данный
прибор
должен
быть
установлен
при
поступлении
жалоб
на
КЭ
со
стороны
потребителя
(
после
документальной
отработки
жалобы
управляющей
компанией
или
ТСЖ
,
обслуживающей
внутридомовые
электрические
сети
с
их
обследованием
и
принятием
профилактических
мер
).
Для
повышения
эффективности
мониторинга
КЭ
в
электрических
сетях
необходим
автома
-
тический
инструмент
(
устройство
)
для
определения
источника
искажений
и
виновника
ухудше
-
ния
КЭ
с
учетом
искажений
,
вносимых
потребителем
.
В
настоящий
момент
в
ПАО
«
МРСК
Северо
-
Запада
»
в
данной
системе
более
3000
точек
общедомовых
учетов
многоквартирных
домов
(
упрощенная
схема
построения
данной
систе
-
мы
приведена
на
рисунке
1).
Данная
система
дает
хорошую
сходимость
с
данными
от
потре
-
бителей
(
в
домах
,
где
в
результате
анализа
информации
,
получаемой
от
приборов
учета
, —
отклонений
напряжения
нет
,
жалоб
на
КЭ
также
не
зафиксировано
).
Необходимо
отметить
,
что
в
интересах
потребителя
организация
,
обслуживающая
обще
-
домовые
сети
,
при
поступлении
информации
о
превышении
коэффициентов
несимметрии
,
потребляемой
нагрузки
сверх
установленных
норм
,
генерации
реактивной
мощности
сверх
установленных
норм
при
технологическом
присоединении
должна
принять
меры
по
устра
-
нению
данных
несоответствий
в
обслуживаемых
сетях
(
произвести
выравнивание
нагрузки
,
мероприятия
по
проверке
контактных
соединений
нулевого
проводника
и
/
или
увеличения
его
сечения
,
проверить
клеммники
и
величины
токов
срабатывания
автоматов
—
нет
ли
превы
-
шения
данных
токов
над
мощностью
,
которая
выделена
для
данного
потребителя
,
дома
и
т
.
п
.,
так
как
потребляемая
мощность
напрямую
влияет
на
потери
напряжения
),
поскольку
оплата
за
обслуживание
многоквартирных
домов
уже
взымается
с
потребителя
,
а
данные
мероприятия
имеют
эпизодический
характер
(
по
потребности
—
раз
в
год
/
в
несколько
лет
);
чтобы
это
про
-
294
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
водилось
,
требуются
обязательные
для
исполнения
законодательные
нормы
.
Мониторинг
КЭ
потребителей
мощностью
более
670
кВт
на
первом
этапе
может
осуществляться
с
применени
-
ем
такой
же
концепции
,
как
и
по
многоквартирным
домам
(
совместно
с
учетом
электроэнергии
).
На
массовое
внедрение
систем
мониторинга
также
оказывает
влияние
развитие
систем
учета
электроэнергии
с
расширенным
функционалом
контроля
напряжений
и
токов
(
для
не
-
гостированного
мониторинга
),
а
также
постепенное
уменьшение
стоимости
приборов
монито
-
ринга
КЭ
(
для
мониторинга
всех
ПКЭ
в
соответствии
с
ГОСТ
32144 [1]).
Также
целесообразно
осуществить
взаимодействие
СИ
ПКЭ
с
автоматизированными
устрой
-
ствами
регулирования
напряжения
центра
питания
для
управления
уровнем
напряжения
и
осу
-
ществления
встречного
регулирования
.
Данная
концепция
позволила
бы
значительно
улучшить
КЭ
в
большей
части
точек
передачи
электрической
энергии
,
а
также
снизить
потери
,
но
для
этого
должен
быть
определен
закон
регулирования
напряжения
.
Для
определения
закона
регулиро
-
вания
необходимо
рассчитать
режим
работы
всей
отходящей
распределительной
сети
центра
питания
и
определить
уровень
нагрузки
,
при
изменении
которой
необходимо
осуществлять
пе
-
реключение
РПН
(
поскольку
это
экономически
целесообразно
)
с
учетом
увеличения
мощности
процессоров
и
снижения
стоимости
СИ
(
имеется
возможность
производить
более
сложную
об
-
работку
исходных
данных
токов
и
напряжений
,
в
том
числе
разложения
на
ряды
Фурье
,
ведение
учета
по
основной
гармонике
промышленной
частоты
,
а
также
по
сумме
гармоник
,
расчет
режи
-
ма
и
т
.
п
.).
Данную
задачу
нужно
решать
совместно
с
производителями
СИ
.
Возможно
также
рассмотреть
технико
-
экономическую
целесообразность
разделения
средств
измерений
(
конструктивно
)
на
общую
измерительную
часть
и
аналитические
части
.
В
таком
случае
возможно
упростить
их
метрологическое
обеспечение
,
обслуживание
и
ремон
-
топригодность
.
Это
может
быть
разделение
на
аналоговую
измерительную
часть
,
аналого
-
цифровые
преобразователи
и
аналитические
(
цифровые
)
части
.
Мониторинг
КЭ
потребителей
в
сельской
местности
Экономически
эффективный
мониторинг
ПКЭ
потребителей
в
сельской
местности
0,4 (0,23)
кВ
в
достаточной
степени
осуществляется
такими
средствами
измерений
,
как
приборы
учета
электроэнергии
с
расширенным
функционалом
по
КЭ
(
расчет
и
передача
коэффициентов
не
-
симметрии
,
начального
ряда
гармоник
(
опционально
)
и
т
.
п
.).
На
начальном
этапе
создания
системы
целесообразно
устанавливать
элементы
монито
-
ринга
в
электрически
приближенной
и
электрически
удаленной
точке
от
центров
питания
на
ТП
6,10/0,4
кВ
(
на
стороне
0,4
кВ
).
Под
центром
питания
подразумеваются
шины
6–10
кВ
ПС
35
кВ
и
выше
со
своим
законом
регулирования
напряжения
.
Также
целесообразно
включать
в
точки
мониторинга
КЭ
отходящие
линии
от
трансформа
-
торов
в
сетях
6–10
кВ
с
группой
соединения
обмоток
Y/Y0 —
для
выявления
узких
мест
и
обо
-
снования
необходимости
замены
данных
трансформаторов
на
трансформаторы
с
меньшим
сопротивлением
нулевой
последовательности
или
внесения
в
сеть
элементов
по
уменьшению
сопротивления
нулевой
последовательности
(
в
зависимости
от
того
,
что
будет
экономически
эффективнее
с
учетом
стоимости
оборудования
и
потерь
электроэнергии
в
сети
).
Пояснения
:
КТП
в
сетях
6–10
кВ
,
которые
оснащены
трансформаторами
с
соединением
об
-
моток
Д
/Y0
имеют
до
10
раз
меньшее
сопротивление
нулевой
последовательности
,
чем
транс
-
форматоры
Y/Y0,
и
имеют
меньшие
проблемы
с
установившимся
отклонением
напряжения
и
несимметрией
напряжений
,
а
также
практически
не
имеют
таких
проблем
трансформаторы
с
соединением
обмоток
«
зигзаг
»
и
с
симметрирующей
обмоткой
(
наилучшие
варианты
для
сетей
295
УЧЕТ
И
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
с
большой
несимметрией
нагрузок
),
поэтому
их
можно
осна
-
стить
мониторингом
КЭ
в
более
поздние
периоды
при
нали
-
чии
финансирования
и
при
удешевлении
интеллектуальных
систем
учета
.
На
рисунке
2
приведена
векторная
диаграмма
,
характеризующая
несимметрию
фазных
напряжений
из
-
за
влияния
нулевой
последовательности
,
где
вектора
a, b, c —
представляют
изменившиеся
фазные
напряжения
вслед
-
ствие
смещения
нулевой
точки
,
а
0, b0, c0 —
напряжения
нулевой
последовательности
.
При
установке
элементов
негостированного
мониторинга
(
приборов
учета
с
удаленной
передачей
данных
)
в
данные
точки
,
можно
с
высокой
долей
вероятности
говорить
о
том
,
что
потребители
распределительной
сети
центра
питания
получают
электроэнергию
с
нормативными
ПКЭ
.
Также
данная
система
поможет
выявить
безучетное
потребление
электроэнергии
и
снизить
коммерческие
потери
в
точках
мониторинга
(
дополнительный
важный
элемент
экономической
эффективности
системы
),
а
также
понять
ряд
влияющих
факторов
на
технические
потери
в
линиях
и
на
потери
в
трансформаторе
(
оценка
энергоэффективности
при
-
соединения
).
Основные
характеристики
(
исходные
данные
для
построения
системы
):
–
точка
контроля
:
электрически
приближенная
и
электрически
удаленная
точки
от
цент
-
ров
питания
на
ТП
6,10/0,4
кВ
(
на
стороне
0,4
кВ
),
ТП
10/0,4
кВ
(
на
стороне
0,4
кВ
)
для
трансформаторов
в
сетях
6, 10
кВ
с
группой
соединения
обмоток
Y/Y0
а
также
ТП
,
где
зафиксированы
жалобы
на
КЭ
;
–
параметры
:
U
(
фазные
и
линейные
),
I
(
фазные
),
P
,
Q
(
все
),
коэффициенты
несимметрии
,
информация
о
превышении
коэффициентов
несимметрии
и
уровней
напряжений
(
по
собы
-
тиям
)
и
гармонические
составляющие
K
U
,
K
U
(
n
)
(
при
наличии
возможности
);
вся
информа
-
ция
должна
поступать
с
привязкой
к
времени
измерений
(
если
информация
поступает
по
событиям
,
срез
времени
по
всем
параметрам
должен
быть
привязан
к
времени
события
,
а
также
желательно
передавать
данные
до
и
после
наступления
события
);
–
каналы
связи
:
GSM, PLC
или
другие
;
–
система
сбора
:
любая
с
возможностью
записи
данных
,
резервирования
данных
и
настрой
-
ки
анализа
отклонений
,
а
также
с
возможностью
прописывания
математических
операций
(
для
расчета
,
анализа
отклонений
и
т
.
п
.);
в
данной
системе
должна
быть
предусмотрена
возможность
подключения
различных
приборов
учета
(
максимально
широкой
линейки
моделей
различных
производителей
);
–
периодичность
измерений
:
а
)
по
наступлению
события
(
отклонение
по
параметрам
несимметрии
и
напряжений
,
а
также
отклонение
по
параметрам
токов
или
отключение
);
б
)
периодически
по
запросу
;
в
)
периодически
в
интервал
времени
,
не
приводящий
к
сбою
опроса
по
учету
электроэнергии
— 1
раз
в
неделю
:
в
часы
максимума
и
минимума
нагрузок
в
будние
дни
и
в
часы
максимума
и
минимума
нагрузок
в
выходные
дни
(
периодичность
выбирается
исходя
из
возможностей
системы
и
каналов
связи
);
–
оператор
системы
(
центр
сбора
данных
):
компания
,
которая
может
осуществлять
регу
-
лирование
напряжения
в
распределительной
сети
,
к
которой
подключены
данные
потреби
-
тели
(
электросетевая
компания
);
–
юридическое
применение
результатов
системы
:
нет
;
Рис
. 2.
Векторная
диаграмма
,
характеризующая
не
сим
мет
-
рию
фазных
напряжений
из
-
за
влияния
нулевой
последователь
-
ности
296
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
–
наличие
возможности
удаленного
программирования
СИ
для
расчета
и
передачи
основных
и
дополнительных
рассчитываемых
показателей
(
в
зависимости
от
возможно
-
стей
процессора
и
других
компонентов
СИ
).
Результаты
использования
системы
:
выявление
установившихся
отклонений
напряжения
и
предварительный
анализ
причин
их
появления
с
учетом
коэффициентов
несимметрии
(
рас
-
четы
приведены
в
разделе
1)
и
анализа
токовых
нагрузок
и
реактивной
мощности
;
определе
-
ние
отношения
активной
и
реактивной
мощности
;
определение
длительности
отключений
и
их
частоты
.
Данная
система
дает
хорошую
эффективность
для
выявления
95%
возможных
нарушений
КЭ
потребителей
0,4 (0,23/0,22)
кВ
в
сельской
местности
.
В
случае
если
мероприятия
по
симметрированию
нагрузок
,
регулированию
напряжения
и
регулированию
лимитов
по
максимальной
мощности
,
а
также
мероприятия
по
проверке
кон
-
туров
заземления
не
дают
результатов
по
улучшению
КЭ
,
то
необходимы
решения
с
заменой
оборудования
и
/
или
с
реконструкцией
сети
.
Результаты
измерений
могут
быть
подтверждены
приборами
в
соответствии
с
ГОСТ
32144-2013 (
в
действующей
редакции
).
Как
временное
решение
до
реконструкции
может
быть
произведена
установка
бустеров
(
стабилизаторов
напряжения
)
или
элементов
,
уменьшающих
сопротивление
нулевой
после
-
довательности
.
В
настоящий
момент
ПАО
«
МРСК
Северо
-
Запада
»
проводит
периодический
мониторинг
в
вышеописанных
точках
контроля
,
а
также
в
некоторых
точках
осуществляется
мониторинг
с
использованием
приборов
учета
(
выборочные
точки
).
На
рисунке
3
изображено
схематичное
присоединение
частного
дома
к
сети
.
Линия 380 В
на балансе
сетевой
компании или
управляющей
компании
Щиток с автоматом
на границе
балансовой
принадлежности
Подключаемый
участок
Линия 380 В
на балансе
у потребителя
Щит со счетчиком
и автоматом
Ввод в здание
Рис
. 3.
Особенности
присоединения
частного
дома
к
сети
297
УЧЕТ
И
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Необходимо
отметить
,
что
в
интересах
потребителя
,
сам
потребитель
или
организация
,
об
-
служивающая
общедомовые
сети
,
при
обнаружении
единичных
фактов
нарушения
КЭ
,
долж
-
ны
проверить
их
на
соответствие
нормам
проектирования
(
ПУЭ
и
т
.
п
.)
для
исключения
причин
нарушений
,
которые
могут
быть
в
собственной
сети
.
В
случае
если
электрические
сети
поселения
обслуживает
управляющая
компания
(
това
-
рищество
),
она
должна
принять
меры
по
устранению
несоответствий
в
обслуживаемых
сетях
(
в
том
числе
при
появлении
массовых
жалоб
на
КЭ
):
произвести
выравнивание
нагрузки
,
а
так
-
же
мероприятия
по
проверке
контактных
соединений
нулевого
проводника
и
увеличение
его
сечения
,
проверить
места
соединения
проводов
и
величины
токов
срабатывания
автоматов
—
нет
ли
превышения
данных
токов
над
мощностью
,
которая
выделена
для
данного
потреби
-
теля
.
Для
реализации
данных
мероприятий
(
в
моменты
,
когда
это
целесообразно
)
требуются
обязательные
для
исполнения
законодательные
нормы
.
Как
показала
практика
,
большое
количество
нарушений
происходит
из
-
за
проблем
в
собст
-
венных
сетях
потребителя
,
к
которым
электросетевые
организации
не
имеют
никакого
отноше
-
ния
и
их
не
обслуживают
.
То
есть
в
первую
очередь
надо
проверить
свои
сети
.
Далее
необхо
-
димо
проверить
—
не
превышается
ли
максимальная
мощность
потребления
,
есть
ли
договор
электроснабжения
.
Если
потребитель
получает
питание
по
третьей
категории
электроснабже
-
ния
,
необходимо
помнить
,
что
в
сетях
бывают
отключения
плановые
(
для
производства
ремон
-
тов
и
обслуживания
сетей
),
а
также
аварийные
,
и
при
электроснабжении
по
соответствующей
категории
они
допускаются
и
не
являются
нарушением
.
Возможно
также
питание
по
первой
или
особой
категории
электроснабжения
,
где
перерыв
в
электроснабжении
не
допускается
,
но
такой
вариант
электроснабжения
дорог
и
применяется
для
ответственных
потребителей
(
например
,
для
централизованного
водоснабжения
,
жизненно
важных
объектов
и
т
.
п
.).
По
итогам
мониторинга
КЭ
выявлено
,
что
одно
из
массовых
несоответствий
ПКЭ
(
отклоне
-
ние
установившегося
напряжения
)
в
сельской
местности
связано
с
превышением
коэффици
-
ента
несимметрии
по
нулевой
последовательности
в
сетях
с
трансформаторами
Y/Y0.
В
связи
с
этим
применение
трансформаторов
с
группой
соединения
Y/Y0
в
сетях
6–10
кВ
нецелесоо
-
бразно
и
следует
осуществлять
их
замену
на
трансформаторы
с
низким
сопротивлением
ну
-
левой
последовательности
(
существуют
различные
варианты
для
конкретной
конфигурации
сети
).
В
настоящий
момент
в
энергосистеме
невозможно
единовременно
за
счет
существу
-
ющих
тарифных
источников
перестроить
конфигурацию
распределительной
сети
,
сложив
-
шуюся
в
советском
периоде
.
Поэтапная
замена
наиболее
загруженных
трансформаторов
на
трансформаторы
с
низким
сопротивлением
нулевой
последовательности
ведется
ежегодно
.
Мониторинг
КЭ
потребителей
с
заявленной
мощностью
при
технологическом
присоединении
более
670
кВт
,
у
которых
есть
искажающие
КЭ
электроприемники
,
и
потребителей
с
заявленной
мощностью
более
5
МВт
.
Входной
контроль
КЭ
(
электроэнергии
,
поступающей
в
энергосистему
),
мониторинг
КЭ
транзитных
ВЛ
,
подстанций
110
кВ
и
выше
мощностью
более
10
МВт
Для
экономически
эффективного
мониторинга
КЭ
приведенных
групп
потребителей
электро
-
энергии
и
участков
электрической
сети
,
имеющих
системное
значение
,
необходимо
осуществ
-
лять
мониторинг
КЭ
средствами
измерений
,
соответствующих
ГОСТ
32144-2013 [1],
с
осцилло
-
графированием
случайных
событий
,
определением
направлений
и
величин
мощности
гармоник
,
определением
их
отношения
к
гармонике
основной
частоты
,
инструментами
анализа
характера
298
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
нагрузки
и
направления
искажений
,
анализа
сдвига
углов
тока
и
напряжения
,
анализа
реактив
-
ной
мощности
и
происхождения
случайных
событий
,
в
том
числе
событий
менее
200
мс
.
Для
юридического
подтверждения
факта
КЭ
можно
обойтись
СИ
,
соответствующими
ГОСТ
32144-2013 [1],
но
для
анализа
несоотвествий
на
таких
присоединениях
необходимы
СИ
ПКЭ
с
расширенным
функционалом
,
иначе
эти
измерения
будут
только
констатацией
факта
нару
-
шения
,
без
понимания
причин
,
их
вызывающих
,
так
как
нарушения
по
установившемуся
откло
-
нению
напряжения
на
данных
присоединениях
бывают
редко
и
характер
нарушений
смеща
-
ется
в
сторону
более
сложных
электрических
явлений
:
гармонических
и
интергармонических
составляющих
напряжения
,
тока
,
мощности
(
из
-
за
нелинейности
нагрузки
),
фликера
,
генера
-
ции
реактивной
мощности
,
качаний
,
случайных
событий
,
провалов
,
прерываний
и
т
.
п
.
Основные
характеристики
(
исходные
данные
для
построения
системы
):
–
точка
контроля
:
граница
балансовой
принадлежности
,
точка
передачи
(
или
точка
,
прибли
-
женная
к
ней
);
–
параметры
:
все
параметры
по
ГОСТ
32144-2013 (
в
действующей
редакции
),
а
также
осциллографирование
при
наступлении
случайных
событий
,
мощности
гармоник
тока
и
напряжения
,
в
том
числе
по
основной
частоте
,
с
указанием
их
направления
,
углы
сдвига
между
симметричными
составляющими
тока
и
напряжения
(
прямой
,
обратной
и
нулевой
последовательностей
)
и
другие
параметры
,
возможность
их
программирования
и
настрой
-
ки
(
в
зависимости
от
задачи
);
–
каналы
связи
:
предпочтительно
оптика
,
допускается
GSM, PLC (
необходима
индивиду
-
альная
настройка
пакета
событий
и
значений
для
передачи
по
запросу
и
автоматическая
передача
основных
и
дополнительных
(
выбранных
)
событий
и
их
значений
при
отклонении
апертуры
контролируемых
параметров
,
возможность
выгрузки
архивов
по
запросу
,
в
том
числе
осциллограмм
);
–
система
сбора
:
с
возможностью
записи
данных
,
резервирования
данных
,
анализа
данных
в
части
определения
источника
искажений
,
а
также
с
инструментами
анализа
и
сравне
-
ния
осциллограмм
в
единой
временной
шкале
;
должна
быть
предусмотрена
возможность
записи
пользовательских
математических
функций
(
для
расчета
дополнительных
коэффи
-
циентов
и
анализа
данных
),
также
должна
быть
предусмотрена
возможность
подключения
различных
СИ
ПКЭ
(
максимально
широкой
линейки
моделей
различных
производителей
);
–
периодичность
измерений
:
а
)
по
наступлению
события
(
отклонение
или
отключение
)
либо
периодическая
передача
контролируемых
данных
(
периодичность
выбирается
исходя
из
возможностей
системы
и
каналов
связи
,
возможен
контроль
апертур
ПКЭ
с
передачей
их
значений
);
б
)
непрерывная
передача
данных
на
сервер
с
последующей
автоматизиро
-
ванной
обработкой
;
–
оператор
системы
(
центр
сбора
данных
):
компания
,
которая
может
осуществлять
регу
-
лирование
напряжения
,
изменение
режима
в
сети
(
электросетевая
компания
,
МРСК
,
ФСК
,
СО
ЕЭС
);
система
должна
строиться
по
модульному
принципу
как
система
,
открытая
для
расширения
числа
входящих
в
нее
СИ
ПКЭ
,
а
также
открытая
для
подключения
дополни
-
тельных
пользователей
на
различных
уровнях
;
–
юридическое
применение
результатов
системы
:
есть
;
–
наличие
возможности
удаленного
программирования
СИ
для
расчета
и
передачи
основных
и
дополнительных
рассчитываемых
показателей
(
в
зависимости
от
возможно
-
стей
процессора
и
других
компонентов
СИ
).
Результаты
применения
:
выявление
всего
спектра
отклонений
с
определением
вероятного
источника
(
стороны
)
искажений
КЭ
.
299
УЧЕТ
И
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Пример
.
Мониторинг
КЭ
на
границе
с
искажающими
качество
электроэнергии
потребите
-
лями
(
потребителями
,
использующими
неполнофазные
режимы
работы
нагрузки
,
мощные
ча
-
стотные
преобразователи
,
выпрямители
и
прочие
предприятия
с
искажающими
электроприем
-
никами
)
показал
необходимость
контроля
всего
спектра
ПКЭ
с
осциллографированием
токов
и
напряжений
с
разрешением
от
256(512)
и
более
точек
за
период
до
и
после
наступления
слу
-
чайных
событий
в
пунктах
мониторинга
.
В
результате
мониторинга
были
обнаружены
гармо
-
нические
составляющие
,
превышающие
допустимые
нормы
,
а
также
быстрые
изменения
тока
и
напряжения
,
для
анализа
которых
необходимы
функции
осциллографирования
.
Быстрые
из
-
менения
влияли
на
современную
автоматику
,
вызывая
ее
сбои
и
отключения
,
а
гармонические
составляющие
влияли
на
смежных
потребителей
и
распределительные
сети
,
вызывая
допол
-
нительные
потери
,
перегрев
оборудования
и
вероятность
резонансов
по
отдельным
гармо
-
никам
.
Характерные
примеры
c
результатами
исследований
качества
электрической
энергии
в
точках
питания
потребителей
с
нелинейной
нагрузкой
приводятся
в
работах
[2, 3, 4].
Потребители
,
генерирующие
в
сеть
гармонические
искажения
,
должны
за
свой
счет
ста
-
вить
фильтрокомпенсирующие
устройства
или
отказаться
от
искажающих
КЭ
электроприем
-
никовесли
генерируемые
ими
искажения
поступают
в
сеть
со
значениями
выше
допустимых
уровней
,
поскольку
эти
искажения
отрицательно
влияют
на
режим
работы
и
уменьшает
срок
службы
оборудования
,
увеличивают
потери
электроэнергии
у
других
субъектов
энергетики
(
в
том
числе
сетевой
организации
).
Как
альтернатива
-
возможно
введение
механизма
тариф
-
ных
надбавок
за
искажение
КЭ
в
пользу
сетевой
организации
с
целевым
использованием
средств
—
на
устранение
несоответствий
КЭ
.
В
данном
случае
требуются
законодательные
нормы
в
части
пользования
электроэнергией
для
потребителей
,
а
также
для
производителей
электрооборудования
.
Важно
также
понимать
,
что
КЭ
можно
оценить
,
если
услуга
оказывается
и
в
сети
есть
на
-
пряжение
,
если
напряжение
отсутствует
—
надо
говорить
о
надежности
в
соответствии
с
кате
-
горией
электроснабжения
.
Обработка
результатов
измерений
при
расчете
ПКЭ
Измерение
ПКЭ
осуществляется
на
основе
выборки
мгновенных
значений
тока
и
напряжения
и
расчета
среднеквадратических
значений
в
течение
регламентированных
стандартами
ин
-
тервалов
времени
.
В
качестве
основного
интервала
времени
при
измерении
ПКЭ
,
за
исклю
-
чением
параметров
случайных
событий
,
принято
10
периодов
основной
частоты
(
в
системах
электроснабжения
частотой
50
Гц
, ~200
мс
).
Для
обнаружения
и
оценки
случайных
событий
среднеквадратические
значения
напряжения
вычисляются
в
течение
полупериода
основной
частоты
(~10
мс
).
Для
получения
значений
ПКЭ
на
больших
интервалах
осуществляется
усреднение
(
объе
-
динение
)
результатов
измерений
,
полученных
на
основных
интервалах
времени
.
Усредненное
значение
равно
корню
квадратному
из
среднеарифметического
значения
квадратов
входных
величин
.
В
типовых
конфигурационных
настройках
приборов
установлены
интервалы
усред
-
нения
для
ПКЭ
в
соответствии
с
ГОСТ
30804.4.30 [5].
и
ГОСТ
30804.4.7 [6].
Для
анализа
интер
-
валы
усреднения
должны
иметь
возможность
изменения
пользователем
,
а
также
должна
быть
предусмотрена
возможность
введения
дополнительных
интервалов
усреднения
.
Статистическая
обработка
результатов
измерений
ПКЭ
осуществляется
в
течение
периода
наблюдений
,
который
,
согласно
ГОСТ
33073 [7],
составляет
1
неделю
и
может
быть
изменен
пользователем
в
конфигурационных
настройках
прибора
.
Для
статистической
обработки
все
300
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
значения
каждого
ПКЭ
,
измеренные
за
период
наблюдения
,
упорядочиваются
по
возрастанию
на
числовой
оси
(
от
наименьшего
до
наибольшего
)
и
определяются
статистические
характери
-
стики
,
которые
сравниваются
с
нормативными
значениями
(
таблица
1):
–
наибольшее
значение
(
граница
,
ниже
которой
находятся
100%
измеренных
значений
);
–
верхнее
значение
(
граница
,
ниже
которой
находятся
95%
измеренных
значений
);
–
относительное
время
выхода
результатов
измерений
за
диапазон
нормально
допускаемых
значений
T
1
,
–
относительное
время
выхода
результатов
измерений
за
диапазон
предельно
допускаемых
значений
T
2
.
T
1
и
T
2
вычисляются
по
формулам
:
T
1
=
M
1
/
M
∙
100%,
T
2
=
M
2
/
M
∙
100%,
где
M
1
—
число
результатов
измерений
,
вышедших
за
диапазон
нормально
допускаемых
зна
-
чений
,
M
2
—
число
результатов
измерений
,
вышедших
за
диапазон
предельно
допускаемых
значений
,
M
—
общее
число
результатов
измерений
за
период
наблюдения
.
В
ходе
обработки
результатов
измерений
ПКЭ
применяется
маркирование
данных
—
обо
-
значение
результатов
измерений
и
усредненных
ПКЭ
на
временных
интервалах
,
при
которых
имели
место
прерывания
,
провалы
напряжения
,
перенапряжения
.
Маркирование
использует
-
ся
для
того
,
чтобы
избежать
учета
единственного
события
более
,
чем
один
раз
для
различных
ПКЭ
(
например
,
учета
провала
напряжения
,
как
одновременно
провала
напряжения
и
откло
-
нения
частоты
).
Результаты
измерений
,
полученные
за
маркированные
основные
интервалы
времени
(10
периодов
),
исключаются
из
расчетов
во
всех
последующих
интервалах
времени
.
Результаты
испытаний
электроэнергии
оформляются
в
виде
Протокола
испытаний
элек
-
троэнергии
по
форме
,
рекомендованной
ГОСТ
33073 [4].
Расчет
нормируемых
показателей
качества
электрической
энергии
Положительное
и
отрицательное
отклонение
напряжения
Отрицательное
отклонение
напряжения
на
интервале
усреднения
U
(–)
у
(10
мин
)
вычисляется
по
формуле
:
Табл
. 1.
Состав
статистических
характеристик
ПКЭ
Вид
стати
-
стической
характери
-
стики
Входные
параметры
для
статистической
обработки
U
(
–)
у
U
(
+)
у
K
U
(
n
)
у
K
U
у
K
2
U
(
n
)
у
K
0
U
(
n
)
у
P
st
P
lt
f
10
Наи
-
большее
значение
U
(
–)
U
(
+)
у
K
U
(
n
)
(
100%)
K
U
(
100%)
K
2
U
(
100%)
K
0
U
(
100%)
P
st
P
lt
f
(
–)
(
100%)
(
наим
.)
f
(
+)
(
100%)
(
наиб
.)
Верхнее
значение
—
—
K
U
(
n
)
(
95%)
K
U
(
95%)
K
2
U
(
95%)
K
0
U
(
95%)
—
—
f
(
–)
(
95%)
—
(
нижнее
)
f
(
+)
(
95%)
—
(
верхнее
)
T
1
—
—
T
1
T
1
T
1
T
1
—
—
T
1
(
для
нижнего
и
верх
-
него
значений
)
T
2
T
2
T
2
T
2
T
2
T
2
T
2
T
2
T
2
T
2
(
для
наибольшего
и
наи
меньшего
значений
)
301
УЧЕТ
И
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
______________
U
(–)
у
= (
U
nom
–
√
(
∑
j
N
U
2
under
,
i
) /
N
) /
U
nom
∙
100%,
где
U
(–)
у
—
отрицательное
отклонение
фазного
U
A(–)
у
,
U
B(–)
у
,
U
C(–)
у
и
линейного
напряжения
U
AB(–)
у
,
U
BC(–)
у
,
U
CA(–)
у
на
интервале
усреднения
;
U
under
,
i
находится
по
правилу
:
если
U
i
>
U
nom
,
то
U
under
,
i
=
U
nom
,
если
U
i
≤
U
nom
,
то
U
under
,
i
=
U
i
.
Положительное
отклонение
напряжения
на
интервале
усреднения
U
(+)
у
вычисляется
по
формуле
:
_____________
U
(+)
у
= (
√
(
∑
j
N
U
2
over
,
i
) /
N
–
U
nom
) /
U
nom
∙
100%,
где
U
(+)
у
–
положительное
отклонение
фазного
U
A(+)
у
,
U
B(+)
у
,
U
C(+)
у
и
линейного
напряжения
U
AB(+)
у
,
U
BC(+)
у
,
U
CA(+)
у
на
интервале
усреднения
;
U
over
,
i
находится
по
правилу
:
если
U
i
<
U
nom
,
то
U
over
,
i
=
U
nom
,
если
U
i
≥
U
nom
,
то
U
over
,
i
=
U
i
,
где
U
nom
—
стандартное
номинальное
или
согласованное
значение
напряжения
;
U
i
—
средне
-
квадратическое
значение
напряжения
,
измеренное
на
i
-
м
основном
интервале
времени
;
N
—
число
основных
интервалов
времени
на
интервале
усреднения
(
здесь
и
далее
).
Коэффициенты
гармонических
составляющих
напряжения
Вычисление
гармонических
и
интергармонических
составляющих
напряжения
реализуется
на
основе
дискретного
преобразования
Фурье
[6].
Вычисление
гармонических
и
интергармонических
составляющих
напряжения
реализует
-
ся
на
основе
дискретного
преобразования
Фурье
[6].
Коэффициент
гармонической
составляющей
порядка
n
и
суммарный
коэффициент
гармо
-
нической
составляющей
и
на
i
-
м
основном
интервале
времени
вычисляются
по
формулам
:
______________
K
U
(
n
)
i
=
U
(
n
)
i
/
U
(1)
i
,
K
Ui
=
√
∑
50
n
=2
(
U
(
n
)
i
/
U
(1)
i
)
2
,
где
U
(
n
)
i
,
U
(1)
i
—
среднеквадратическое
значение
гармонической
составляющей
напряжения
порядка
n
основной
частоты
на
i
-
м
основном
интервале
времени
.
Коэффициент
гармонической
составляющей
порядка
n
и
суммарный
коэффициент
гармо
-
нической
составляющей
на
интервале
усреднения
(10
мин
)
вычисляются
по
формулам
:
____________
___________
K
U
(
n
)
у
=
√
∑
N
i
=1
K
2
U
(
n
)
i
/
N
,
K
U
у
=
√
∑
N
i
=1
K
2
Ui
/
N
.
Коэффициенты
несимметрии
напряжения
по
обратной
и
нулевой
последовательностям
Расчет
коэффициентов
несимметрии
напряжения
по
обратной
и
нулевой
последовательности
K
2
U
и
K
0
U
на
i
-
м
основном
интервале
времени
производится
на
основе
среднеквадратических
значений
напряжения
прямой
,
обратной
и
нулевой
последовательностей
основной
частоты
производится
по
формулам
:
K
2
Ui
=
U
2(1)
i
/
U
1(1)
i
∙
100%,
K
0
Ui
=
U
0(1)
i
/
U
1(1)
i
∙
100%,
302
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
где
U
1(1)
i
,
U
2(1)
i
,
U
0(1)
i
—
среднеквадратические
значения
напряжения
прямой
,
обратной
и
ну
-
левой
последовательностей
основной
частоты
,
измеренные
на
i
-
м
основном
интервале
вре
-
мени
.
Коэффициенты
несимметрии
напряжения
по
обратной
К
2
U
у
и
нулевой
К
0
U
у
последователь
-
ности
на
интервале
усреднения
вычисляются
по
формулам
:
____________
___________
K
2
U
у
=
√
∑
N
i
=1
K
2
2
U
(
n
)
i
/
N
,
K
0
U
у
=
√
∑
N
i
=1
K
2
0
Ui
/
N
.
Кратковременная
и
длительная
дозы
фликера
Кратковременная
доза
фликера
P
st
вычисляется
по
методикам
[8]
на
интервале
времени
10
мин
.
Длительная
доза
фликера
P
lt
вычисляется
по
формуле
:
__________
P
lt
=
3
√
(
∑
J
j
=1
P
3
stj
) /
J
,
где
P
stj
—
кратковременная
доза
фликера
на
j
-
м
интервале
измерения
(10
мин
);
J
–
число
по
-
следовательных
интервалов
измерения
кратковременной
дозы
фликера
(12
на
интервале
усреднения
2
ч
).
Отклонение
частоты
Расчет
отклонения
частоты
f
10
осуществляется
на
интервале
измерений
10
с
по
формулам
:
__________
f
10
=
f
10
–
f
nom
,
f
10
=
√
(
∑
N
i
=1
f
i
2
) /
J
,
где
f
i
—
значение
частоты
,
измеренное
на
i
-
м
основном
интервале
времени
по
моментам
пе
-
рехода
мгновенных
значений
напряжения
основной
частоты
через
нуль
;
f
nom
—
номинальное
значение
частоты
,
равное
50
Гц
.
Расчет
параметров
случайных
событий
Провалы
напряжения
Для
каждой
фазы
измеряется
среднеквадратическое
значение
напряжения
,
обновляемое
для
каждого
полупериода
основной
частоты
U
0,5
.
Начальный
момент
провала
t
н
пр
фиксируется
по
снижению
U
0,5
ниже
90%
опорного
напря
-
жения
(
номинального
или
согласованного
).
Конечный
момент
провала
t
к
пр
фиксируется
по
восстановлению
U
0,5
до
92%
опорного
напряжения
.
Рассчитывается
длительность
и
глубина
провала
U
пров
по
формулам
:
t
пров
=
t
к
пр
–
t
н
пр
,
U
пров
= (
U
оп
–
U
0,5
min
) /
U
оп
∙
100%,
где
U
0,5
min
—
минимальное
среднеквадратичное
значение
напряжения
,
измеренное
на
интер
-
вале
,
ограниченном
моментами
времени
t
н
пр
и
t
к
пр
.
Производится
счет
зафиксированных
провалов
с
момента
включения
СИ
ПКЭ
.
Провалы
напряжений
регистрируются
в
журнале
событий
.
Если
длительность
снижения
напряжения
U
0,5
превышает
60
с
,
то
провал
не
фиксируется
,
а
напряжение
считается
установившимся
.
При
возврате
напряжения
к
нормально
допустимо
-
му
значению
в
журнале
формируется
дополнительное
событие
со
временем
возврата
без
из
-
менения
номера
провала
.
303
УЧЕТ
И
КАЧЕСТВО
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Аналогично
при
снижении
U
0,5
ниже
уровня
0,05
∙
U
nom
фиксируется
прерывание
напряжения
.
Перенапряжения
Для
определения
длительности
перенапряжений
используются
значения
U
0,5
.
Начальный
мо
-
мент
перенапряжения
t
н
пер
фиксируется
по
превышению
U
0,5
уровня
110%
опорного
напряже
-
ния
.
Конечный
момент
перенапряжения
t
к
пер
фиксируется
по
снижению
U
0,5
до
108 %
опорного
напряжения
.
t
пер
=
t
к
пер
–
t
н
пер
.
Перенапряжение
регистрируется
в
журнале
событий
.
Счет
обнаруженных
перенапряжений
ведется
с
момента
включения
СИ
ПКЭ
.
Если
длительность
повышения
напряжения
U
0,5
больше
60
с
,
то
фиксируется
положительное
отклонение
напряжения
.
При
возврате
напряжения
к
нормально
допустимому
значению
в
журна
-
ле
формируется
событие
со
временем
возврата
без
изменения
номера
перенапряжения
.
Коэффициент
перенапряжения
К
пер
рассчитывается
по
формуле
:
K
пер
=
U
скв
max
/
U
nom
,
где
U
0,5
max
—
максимальное
среднеквадратичное
значение
U
0,5
,
измеренное
на
интервале
,
огра
ниченном
моментами
времени
t
н
пер
и
t
к
пер
.
Выводы
1.
Мониторинг
КЭ
необходим
там
,
где
он
экономически
целесообразен
и
дает
результат
.
То
же
самое
относится
и
к
выбору
СИ
для
мониторинга
—
принцип
необходимости
и
до
-
статочности
.
Основным
достижением
внедрения
систем
периодического
и
непрерывно
-
го
мониторинга
КЭ
за
последние
5
лет
является
увеличение
своевременного
выявления
и
устранения
(
еще
до
появления
обращений
потребителя
)
несоответствий
КЭ
в
объеме
до
10
раз
большем
,
чем
выявлялось
в
прошлые
периоды
(
до
2012
года
),
что
дает
возможность
оперативно
реагировать
на
нарушения
КЭ
или
предсказать
их
развитие
до
предельных
норм
в
будущие
периоды
и
позволяет
принять
упреждающие
меры
по
их
развитию
.
Все
это
в
итоге
положительно
сказывается
на
потребителях
электроэнергии
.
2.
Существует
необходимость
появления
легитимных
финансовых
механизмов
(
поиска
источников
финансирования
)
для
ускорения
устранения
или
предотвращения
выявленных
несоответствий
КЭ
.
Эти
механизмы
важны
для
мероприятий
,
которые
по
существующим
правилам
должны
быть
отнесены
в
долгосрочные
программы
(
инвестиционную
программу
и
другие
),
но
ими
в
установленные
сроки
не
предусмотрены
,
поскольку
выявленные
несо
-
ответствия
являются
внеплановыми
событиями
.
В
связи
с
тем
,
что
количество
несоответ
-
ствий
и
упреждающих
мер
—
это
сложно
прогнозируемый
параметр
,
то
долговременное
планирование
фиксированных
сумм
в
данных
программах
без
нарушения
лимитов
или
недоиспользования
средств
не
реализуемо
.
3.
Существует
необходимость
появления
законодательного
механизма
расчета
и
установ
-
ления
предельной
мощности
для
потребителей
,
у
которых
она
не
установлена
.
То
же
самое
для
генерации
реактивной
мощности
(
проблема
ухудшения
КЭ
при
превышении
установленной
мощности
отдельными
потребителями
,
влияние
на
точку
общего
присое
-
динения
и
т
.
п
.).
4.
Существует
необходимость
включения
специалистов
Группы
компаний
«
Россети
»
в
про
-
цесс
стандартизации
(
в
состав
технических
комитетов
)
и
технического
регулирования
на
304
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
ранней
стадии
обсуждения
законодательных
инициатив
,
касающихся
КЭ
и
работы
электро
-
сетевого
комплекса
.
5.
Одним
из
важнейших
элементов
системы
поддержания
КЭ
у
потребителя
является
необ
-
ходимость
принятия
обязательных
для
исполнения
норм
проектирования
в
части
КЭ
(
нор
-
мативов
потерь
напряжения
при
проектировании
,
эффективных
длин
линий
по
уровням
напряжения
с
учетом
местных
условий
,
параметров
реактивной
мощности
,
учет
характера
нагрузок
потребителей
,
нелинейных
и
прочих
электроприемников
и
мер
по
компенсации
их
влияния
на
сеть
при
проектировании
сетей
электроснабжения
.
Установление
необходимой
и
достаточной
ответственности
проектировщиков
за
соблюдение
установленных
норм
.
6.
Существует
необходимость
декларирования
потребителями
(
более
670
кВА
или
оказыва
-
ющих
влияние
на
точки
общего
присоединения
/
на
других
потребителей
)
информации
об
искажающих
КЭ
электроприемниках
,
влияющих
на
КЭ
в
точке
присоединения
(
при
техноло
-
гическом
присоединении
или
при
появлении
таких
электроприемников
в
процессе
эксплу
-
атации
,
а
также
по
запросу
электросетевой
организации
).
7.
Существует
необходимость
доработки
норм
по
электромагнитной
совместимости
для
электроприемников
с
током
потребления
более
16
А
.
8.
Любое
обязательное
для
исполнения
техническое
решение
в
части
повышения
наблюда
-
емости
КЭ
(
массовое
оснащение
энергосистемы
СИ
для
мониторинга
)
или
уменьшения
сроков
устранения
несоответствий
КЭ
должно
перед
его
принятием
пройти
оценку
регу
-
лирующего
воздействия
на
тарифы
электроэнергии
(
в
том
числе
,
должен
быть
определен
механизм
изыскания
источников
финансирования
).
В
сроках
реализации
мероприятий
не
-
обходимо
учитывать
установленные
периоды
финансового
планирования
и
тарифного
ре
-
гулирования
(
или
определить
другие
варианты
финансирования
перед
принятием
тех
или
иных
требований
),
иначе
вариант
принятия
данных
требований
окажется
нерабочим
или
ущемит
права
других
потребителей
,
сети
которых
недополучат
финансирование
на
ремонт
или
реконструкцию
и
вследствие
этого
получат
больший
износ
оборудования
в
результате
перераспределения
средств
в
рамках
существующих
лимитов
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
ГОСТ
32144-2013.
Нормы
качества
электриче
-
ской
энергии
в
системах
электроснабжения
об
-
щего
назначения
.
М
.:
Стандартинформ
, 2014.
20
с
.
2.
Симуткин
М
.
Г
.
Разработка
методов
оценки
вли
-
яния
нелинейных
электроприемников
на
режи
-
мы
работы
оборудования
распределительных
сетей
:
дисс
. …
канд
.
техн
.
наук
.
М
.:
Издатель
-
ский
дом
МЭИ
, 2014. 163
с
.
3.
Большаков
О
.
В
.,
Васильева
О
.
А
.
О
происхо
-
ждении
и
измерении
гармонических
искажений
в
электрических
сетях
//
Автоматизация
и
IT
в
энергетике
, 2016,
№
11(88).
С
. 28–37.
4.
Абрамов
Б
.
И
.,
Державин
Д
.
А
.,
Чуриков
А
.
М
.,
Но
-
воселов
Ю
.
Б
.,
Суслов
М
.
А
.,
Шевырев
Ю
.
В
.
Ин
-
струментальные
исследования
качества
элек
-
троэнергии
на
нефтепромыслах
в
условиях
широкого
применения
частотно
-
регулируемых
приводов
//
Нефтяное
хозяйство
, 2016,
№
01.
С
. 90–92.
5.
ГОСТ
30804.4.30-2013.
Электрическая
энергия
.
Совместимость
технических
средств
электро
-
магнитная
.
Методы
измерений
показателей
качества
электрической
энергии
.
М
.:
Стандарт
-
информ
, 2014. 57
с
.
6.
ГОСТ
30804.4.7-2013.
Совместимость
техниче
-
ских
средств
электромагнитная
.
Общее
руко
-
водство
по
средствам
измерений
и
измерениям
гармоник
и
интергармоник
для
систем
электро
-
снабжения
и
подключаемых
к
ним
технических
средств
.
М
.:
Стандартинформ
, 2013. 39
с
.
7.
ГОСТ
33073-2014.
Электрическая
энергия
.
Совместимость
технических
средств
электро
-
магнитная
.
Контроль
и
мониторинг
качества
электрической
энергии
в
системах
электро
-
снабжения
общего
назначения
.
М
.:
Стандар
-
тинформ
, 2014. 87
с
.
8.
ГОСТ
51317.4.15-99.
Совместимость
техниче
-
ских
средств
электромагнитная
.
Фликерметр
.
Технические
требования
и
методы
испытаний
.
М
.:
ИПК
Издательство
стандартов
, 2000. 19
с
.
Оригинал статьи: Качество электроэнергии. Повышение наблюдаемости, мониторинг
Одним из эффективных способов получения объективной и достоверной информации о показателях качества электроэнергии (ПКЭ) в электрических сетях и системах электроснабжения потребителей является использование технических и организационных средств мониторинга качества электроэнергии (КЭ). В данной статье анализируются необходимые и достаточные методы проведения мониторинга КЭ для электрических сетей различных конфигураций.