28
СЕТИ
РОССИИ
Н
о
р
м
а
т
и
в
ы
и
с
т
а
н
д
а
р
т
ы
Норма
тивы и ст
андарты
Мониторинг качества
электроэнергии
в электрических сетях.
Для кого, зачем и как?
В данной статье представлены результаты анализа норматив-
ных требований к мониторингу качества электроэнергии, ряд
проблем, связанных с созданием автоматизированных систем
мониторинга, проведением измерений и использованием их
результатов, представлен опыт мониторинга качества электро-
энергии европейских стран.
Лидия КОВЕРНИКОВА, к.т.н., старший
научный сотрудник ИСЭМ СО РАН,
Владимир ТУЛЬСКИЙ, к.т.н., доцент,
заведующий НИЛ НИУ «МЭИ»
Роман ШАМОНОВ, к.т.н., заместитель начальника
Департамента оперативно-технологического
управления ПАО «ФСК ЕЭС»
Н
есмотря
на
нормативные
требования
к
субъектам
электроэнергетики
обеспе
-
чивать
надлежащее
качест
-
во
электроэнергии
(
КЭ
),
в
настоящее
время
контроль
показателей
качества
электроэнергии
(
ПКЭ
)
в
электриче
-
ских
сетях
России
проводится
пре
-
имущественно
как
реакция
на
претен
-
зии
потребителей
или
предписания
надзорных
органов
и
представляется
сетевым
компаниям
дополнительной
обузой
к
их
основной
эксплуатацион
-
ной
деятельности
.
На
фоне
повсеместного
оснаще
-
ния
сетевых
компаний
переносными
и
стационарными
средствами
изме
-
рения
(
СИ
)
ПКЭ
все
чаще
звучат
во
-
просы
—
не
являются
ли
затраты
на
мониторинг
бесполезными
и
как
эти
работы
могут
способствовать
повы
-
шению
КЭ
в
электрической
сети
?
По
мнению
авторов
,
контроль
и
выявление
причин
ухудшения
КЭ
,
разработка
эффективных
ме
-
роприятий
по
обеспечению
соблю
-
дения
нормативных
требований
по
КЭ
могут
быть
упрощены
и
уде
-
шевлены
на
основе
информации
,
получаемой
в
результате
непре
-
рывного
мониторинга
ПКЭ
и
пара
-
метров
режима
.
Разработчики
СИ
уже
предлагают
необходимую
ап
-
паратуру
для
создания
автомати
-
зированных
систем
непрерывного
мониторинга
в
течение
длительно
-
го
времени
.
Информация
,
получен
-
ная
в
результате
таких
измерений
,
может
быть
использована
не
толь
-
ко
для
решения
перечисленных
задач
,
но
множества
других
,
в
чем
в
дальнейшем
будут
заинтересова
-
ны
как
потребители
,
так
и
сетевые
компании
.
29
НОРМАТИВНЫЕ
ТРЕБОВАНИЯ
К
МОНИТОРИНГУ
КЭ
И
ПРАКТИКА
ЕГО
ПРОВЕДЕНИЯ
Основные
положения
контроля
и
мониторинга
КЭ
в
системах
электроснабжения
общего
назначения
определяются
ГОСТ
33073-2014 [1].
Стандарт
предус
-
матривает
проведение
измерений
ПКЭ
при
решении
спектра
задач
,
которые
условно
можно
разделить
на
две
категории
:
обязательного
и
добровольного
кон
-
троля
КЭ
.
Состав
задач
каждой
категории
представ
-
лен
на
рисунке
1.
К
категории
обязательного
контроля
отнесены
за
-
дачи
,
связанные
с
оценкой
соответствия
КЭ
требова
-
ниям
[2].
Как
правило
,
они
инициируются
органами
государственного
надзора
и
предназначены
мотиви
-
ровать
сетевые
компании
к
выявлению
причин
нару
-
шений
норм
и
проведению
мероприятий
по
повыше
-
нию
КЭ
.
В
соответствии
с
[1],
длительность
измерений
ПКЭ
обычно
составляет
одну
неделю
.
Измерения
проводятся
в
отдельных
узлах
сети
с
периодичностью
один
раз
в
один
-
два
года
в
лучшем
случае
.
Кроме
ор
-
ганов
государственного
надзора
основными
заинте
-
ресованными
участниками
этих
измерений
являются
независимые
испытательные
лаборатории
,
привлека
-
емые
сетевыми
компаниями
,
потребителями
электро
-
энергии
или
надзорными
органами
и
получающие
за
это
финансовое
вознаграждение
.
Результаты
изме
-
рений
,
в
случае
выявления
нарушений
нормативных
требований
,
становятся
основой
претензий
в
адрес
сетевых
компаний
,
зачастую
даже
не
позволяя
уста
-
новить
причины
низкого
КЭ
.
К
категории
добровольного
контроля
КЭ
отнесены
задачи
,
которые
наиболее
прогрессивные
сетевые
компании
выполняют
по
собственной
инициативе
,
уделяя
внимание
обеспечению
качества
передавае
-
мой
электроэнергии
,
с
целью
предотвращения
ущер
-
бов
у
себя
и
у
потребителей
вследствие
искажений
токов
и
напряжений
в
сети
.
Рекомендуемая
длитель
-
ность
измерений
ПКЭ
—
не
менее
двух
суток
[1],
а
их
периодичность
—
по
мере
необходимости
.
В
данном
случае
организаторами
работ
и
пользователями
ре
-
зультатов
выступают
сами
сетевые
компании
,
кото
-
рые
проводят
регулярные
и
длительные
измерения
,
охватывающие
большое
количество
объектов
сети
.
Наряду
с
ПКЭ
контролируются
дополнительные
ха
-
•
сертификационные
и
арбитражные
испытания
;
•
рассмотрение
пре
-
тензий
;
•
инспекционный
контроль
за
сер
-
тифицированной
электроэнергией
;
•
государственный
надзор
.
Об
яз
ательный к
онтро
ль
•
испытания
при
опреде
-
лении
техусловий
для
техприсоединения
;
•
подготовка
к
сертифи
-
кации
электроэнергии
;
•
допуск
к
эксплуатации
устройств
потребите
-
лей
,
ухудшающих
КЭ
;
•
разработка
мероприя
-
тий
по
улучшению
КЭ
и
др
.
Д
обров
ольный
контро
ль
Рис
. 1.
Категории
и
задачи
контроля
КЭ
рактеристики
по
току
и
мощности
,
позволяющие
определить
причины
пониженного
КЭ
.
На
основе
по
-
лученных
данных
разрабатываются
организацион
-
ные
и
технические
мероприятия
по
обеспечению
КЭ
.
Потребители
электроэнергии
,
как
правило
,
не
имеют
возможности
ознакомиться
с
данной
информацией
,
поскольку
она
может
отражать
нарушения
требова
-
ний
[2],
в
чем
не
заинтересованы
сетевые
компании
.
Для
создания
полноценной
системы
управления
КЭ
в
[1]
рекомендуется
организация
непрерывного
мони
-
торинга
ПКЭ
на
основе
стационарных
СИ
.
В
обоих
случаях
финансирование
измерений
ПКЭ
ложится
,
как
правило
,
на
сетевые
компании
.
Это
само
по
себе
,
а
также
тот
факт
,
что
контроль
КЭ
вы
-
являет
большой
пласт
сложных
проблем
,
требующих
решения
,
становятся
причинами
,
по
которым
сете
-
вые
компании
очень
неохотно
занимаются
работами
в
области
измерений
ПКЭ
и
управления
КЭ
в
целом
.
В
наибольшей
степени
«
прелести
»
обязательного
подхода
проявляются
в
процедуре
сертификации
КЭ
.
Не
удивительно
,
что
представителями
сетевых
компа
-
ний
данная
процедура
рассматривается
в
качестве
из
-
лишней
обузы
,
приводящей
в
итоге
к
росту
стоимости
электроэнергии
и
мало
способствующей
улучшению
ее
качества
.
В
связи
с
этим
в
последние
годы
сложи
-
лась
успешная
практика
,
когда
электросетевые
ком
-
пании
через
суд
доказывают
необязательность
прове
-
дения
сертификации
за
свой
счет
[3].
В
соответствии
с
постановлением
правительства
за
обязательную
сертификацию
электроэнергии
отвечают
энергоснаб
-
жающие
организации
,
функции
которых
на
сегодняш
-
ний
день
разделены
между
сетевыми
и
сбытовыми
организациями
.
Документа
,
устанавливающего
зону
ответственности
за
процедуру
сертификации
между
этими
субъектами
,
нет
,
что
позволяет
обеим
сторонам
данным
вопросам
не
заниматься
.
В
последнее
время
крупные
потребители
стали
проявлять
интерес
к
созданию
систем
непрерывного
мониторинга
КЭ
.
В
основном
,
это
потребители
,
не
-
сущие
существенные
ущербы
вследствие
неудов
-
летворительного
качества
электроснабжения
.
Одна
-
ко
поскольку
сетевые
компании
,
питающие
данных
потребителей
,
не
заинтересованы
в
раскрытии
ин
-
формации
о
фактических
нарушениях
нормативных
требований
к
КЭ
,
подобные
системы
мониторинга
устанавливаются
на
объ
-
ектах
потребителей
,
а
не
на
границах
балансовой
при
-
надлежности
.
Соответствен
-
но
,
результаты
измерений
ПКЭ
не
могут
быть
представ
-
лены
в
суде
для
предъявле
-
ния
претензий
и
используют
-
ся
потребителями
лишь
для
регулярной
сигнализации
сетевым
и
сбытовым
компа
-
ниям
о
существующих
про
-
блемах
.
В
условиях
отсутствия
в
российской
практике
ор
-
ганизационных
и
экономи
-
№
5 (38) 2016
30
СЕТИ РОССИИ
ческих
процедур
эффективного
взаимодействия
сетевых
компаний
и
потребителей
по
вопросам
КЭ
изменение
принципов
финансирования
и
проведения
работ
по
мониторингу
КЭ
может
стать
импульсом
для
решения
задачи
по
повышению
КЭ
,
поставляемой
по
-
требителям
.
Ниже
представлена
точка
зрения
авто
-
ров
по
данной
проблеме
.
ПЕРСПЕКТИВНЫЙ
ПОДХОД
К
МОНИТОРИНГУ
КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Существующая
в
настоящее
время
нормативно
-
правовая
база
не
предусматривает
построения
эконо
-
мических
отношений
между
потребителями
и
сетевы
-
ми
компаниями
на
основе
результатов
непрерывного
мониторинга
КЭ
на
границах
балансовой
принадлеж
-
ности
.
Под
экономическими
отношениями
здесь
по
-
нимается
формализованный
и
принятый
обеими
сто
-
ронами
подход
,
при
котором
пострадавшая
сторона
имеет
возможность
предъявить
контрагенту
аргумен
-
тированную
претензию
,
основанную
на
результатах
объективного
контроля
ПКЭ
,
и
размер
ущерба
для
компенсации
.
Поскольку
интересы
сторон
по
данному
вопросу
всегда
разнонаправлены
,
то
без
изменения
норма
-
тивно
-
правовой
базы
создание
системы
мониторинга
КЭ
будет
блокироваться
либо
потребителем
,
либо
се
-
тевой
компанией
.
Так
,
например
,
если
с
инициативой
создания
системы
мониторинга
КЭ
выйдет
потреби
-
тель
,
несущий
убытки
вследствие
неудовлетворитель
-
ного
КЭ
,
этому
будет
сопротивляться
сетевая
компа
-
ния
,
предвидя
свои
потери
.
И
наоборот
,
если
сетевая
компания
несет
убытки
из
-
за
негативного
влияния
на
КЭ
со
стороны
потребителя
,
то
данный
потребитель
также
будет
против
создания
системы
объективного
контроля
его
влияния
на
питающую
сеть
.
Для
изменения
ситуации
целесообразно
узаконить
возможность
создания
системы
непрерывного
мони
-
торинга
КЭ
на
границе
балансовой
принадлежности
или
по
согласованию
сторон
в
других
пунктах
по
пред
-
ложению
потребителя
,
энергосбытовой
или
сетевой
компаний
с
финансированием
затрат
на
создание
и
эксплуатацию
системы
за
счет
инициатора
.
Резуль
-
таты
мониторинга
должны
безоговорочно
принимать
-
ся
сторонами
в
качестве
легитимного
источника
ин
-
формации
при
рассмотрении
споров
в
отношении
КЭ
.
Данные
требования
могли
бы
быть
отражены
в
по
-
правках
к
постановлению
Правительства
Российской
Федерации
№
442 «
О
функционировании
розничных
рынков
электрической
энергии
,
полном
и
(
или
)
частич
-
ном
ограничении
режима
потребления
электрической
энергии
»
и
соответствующих
подзаконных
актах
.
В
случае
узаконивания
данного
подхода
даль
-
нейшее
развитие
ситуации
может
происходить
следующим
образом
.
Потребители
,
несущие
убыт
-
ки
вследствие
неудовлетворительного
КЭ
,
будут
финансировать
создание
и
эксплуатацию
систем
мониторинга
КЭ
в
точках
своего
присоединения
к
электрическим
сетям
и
на
основе
их
показаний
ре
-
гулярно
предъявлять
претензии
сетевым
компаниям
для
компенсации
своих
потерь
.
Сетевые
компании
будут
вынуждены
повышать
эффективность
своих
собственных
мероприятий
по
поддержанию
норма
-
тивного
КЭ
(
например
,
в
части
регулирования
значе
-
ния
напряжения
)
и
проводить
работы
по
исключению
нарушений
,
обусловленных
работой
искажающих
потребителей
.
В
результате
сетевые
компании
будут
заинтересованы
в
создании
систем
мониторинга
КЭ
на
границах
с
потребителями
(
например
,
с
нелиней
-
ными
и
несимметричными
нагрузками
)
с
целью
ком
-
пенсации
своих
убытков
из
-
за
искажений
,
вносимых
ими
.
Соответственно
,
искажающие
потребители
,
по
-
лучая
регулярно
обоснованные
финансовые
претен
-
зии
от
сетевых
компаний
,
будут
вынуждены
реали
-
зовывать
мероприятия
по
компенсации
искажений
,
генерируемых
ими
в
сеть
.
Схема
процесса
представ
-
лена
на
рисунке
2.
Подобный
подход
решит
вопрос
об
источниках
фи
-
нансирования
работ
по
мониторингу
КЭ
,
а
сам
мони
-
торинг
создаст
условия
для
поддержания
в
электри
-
ческих
сетях
нормативных
уровней
ПКЭ
.
Предложенная
схема
мониторинга
КЭ
и
взаимо
-
действие
на
ее
основе
потребителей
и
сетевых
ком
-
паний
тесно
соприкасаются
с
проблематикой
ком
-
мерческого
учета
электроэнергии
в
аспектах
точек
измерений
,
метрологических
аспектов
,
процедуры
согласования
сторонами
результатов
измерений
и
т
.
д
.
При
этом
современ
-
ные
СИ
,
предлагаемые
ве
-
дущими
производителями
,
уже
позволяют
одновре
-
менно
осуществлять
учет
электроэнергии
и
контро
-
лировать
характеристи
-
ки
ее
качества
.
Соответ
-
ственно
нужно
узаконить
эту
возможность
в
норма
-
тивно
-
правовой
базе
в
об
-
ласти
учета
электроэнер
-
гии
,
создав
условия
для
дальнейшего
упрощения
и
удешевления
технологии
мониторинга
КЭ
.
Искажающий
потребитель
Неискажающий
потребитель
Сетевая компания
Искажения «до»
Меры
по мониторингу КЭ
СИ
ПКЭ
СИ
ПКЭ
Меры по повышению КЭ
Меры по
повышению КЭ
Искажения «после»
Рис
. 2.
Мониторинг
ПКЭ
и
мероприятия
по
повышению
КЭ
в
случае
обязательного
контроля
по
инициативе
одной
из
сторон
31
ИСПОЛЬЗОВАНИЕ
РЕЗУЛЬТАТОВ
НЕПРЕРЫВНОГО
МОНИТОРИНГА
КАЧЕСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
Создание
систем
непрерывного
мониторинга
КЭ
,
особенно
для
разветвленной
электрической
сети
,
является
пока
дорогостоящим
мероприятием
.
В
свя
-
зи
с
этим
,
при
обосновании
затрат
электросетевые
компании
должны
четко
понимать
все
возможности
,
предоставляемые
данными
системами
,
а
также
их
Табл
. 1.
Мероприятия
по
повышению
КЭ
на
основе
результатов
непрерывного
мониторинга
ПКЭ
Мероприятия
Комментарии
Организ
ационные
Побуждение
потребите
-
лей
к
разработке
меро
-
приятий
по
повышению
устойчивой
работы
соб
-
ственных
нагрузок
Сетевые
компании
регулярно
сталкиваются
с
попытками
потребителей
списывать
свои
технологические
нарушения
на
КЭ
в
питающей
сети
.
Наличие
объективных
данных
о
КЭ
позволит
отклонять
их
необоснованные
претензии
к
КЭ
и
побуждать
к
устране
-
нию
проблем
в
собственном
электрохозяйстве
путем
настройки
защит
,
обеспечения
электромагнитной
совместимости
устройств
и
пр
.
Предъявление
пре
-
тензий
потребителям
с
искажающими
на
-
грузками
Во
многих
случаях
доказать
негативное
влияние
конкретного
искажающего
потребите
-
ля
на
КЭ
в
сети
можно
только
на
основе
длительных
измерений
во
всех
характерных
схемах
и
режимах
работы
сети
.
Наиболее
показательно
изменение
КЭ
при
отключении
нагрузок
в
послеаварийных
или
ремонтных
режимах
,
которое
только
случайно
может
быть
зафиксировано
при
периодическом
контроле
КЭ
.
Наличие
информации
,
получен
-
ной
в
результате
непрерывного
мониторинга
ПКЭ
,
позволит
вести
аргументированный
диалог
(
вплоть
до
судебного
разбирательства
)
с
целью
реализации
за
счет
искажаю
-
щих
потребителей
мероприятий
по
повышению
КЭ
.
Оперативные
те
хно
логиче
ские
Оптимизация
схемы
сети
Результаты
непрерывного
мониторинга
ПКЭ
позволят
выявить
характерные
схемно
-
ре
-
жимные
ситуации
,
при
которых
наблюдается
недопустимое
снижение
КЭ
,
и
путем
оп
-
тимизации
графиков
плановых
отключений
в
сети
исключить
подобные
условия
или
минимизировать
их
длительность
,
а
также
производить
необходимые
переключения
,
способствующие
поддержанию
КЭ
,
например
,
вывод
в
резерв
/
вывод
из
резерва
транс
-
форматоров
и
средств
компенсации
реактивной
мощности
,
перенос
точек
деления
сети
.
Оптимизация
исполь
-
зования
средств
регу
-
лирования
напряжения
и
компенсации
реак
-
тивной
мощности
Средства
регулирования
напряжения
и
компенсации
реактивной
мощности
оказывают
существенное
влияние
на
КЭ
,
при
этом
не
только
на
отклонения
напряжения
,
но
и
на
другие
ПКЭ
.
Например
,
в
сетях
с
высокими
уровнями
гармоник
напряжения
необходим
контроль
влияния
на
них
батарей
конденсаторов
,
которые
могут
приводить
к
резонансам
токов
и
напряжений
.
Средства
регулирования
с
нелинейными
характеристиками
(
напри
-
мер
,
статические
тиристорные
компенсаторы
и
управляемые
шунтируемые
реакторы
)
также
могут
способствовать
росту
уровней
гармоник
напряжения
.
Результаты
непрерыв
-
ного
мониторинга
ПКЭ
позволят
определить
допустимые
условия
использования
средств
регулирования
,
исключающие
или
минимизирующие
их
негативное
влияние
на
КЭ
.
Мероприятия
по
ра
звитию
се
ти
Выбор
параметров
средств
компенсации
реактивной
мощности
В
сетях
с
высокими
уровнями
гармоник
напряжения
сетевые
компании
регулярно
стал
-
киваются
с
ситуациями
,
при
которых
новые
средства
компенсации
реактивной
мощ
-
ности
,
в
основном
батареи
конденсаторов
,
не
могут
быть
включены
в
работу
из
-
за
создаваемых
ими
резонансов
токов
или
напряжений
[4].
Соответственно
,
возникает
необходимость
проведения
дополнительного
проектирования
и
реконструкции
уста
-
новленного
оборудования
.
Наличие
достоверной
информации
о
фактических
уровнях
искажений
во
всех
характерных
режимах
,
полученной
с
помощью
длительного
непре
-
рывного
мониторинга
,
позволит
корректно
составить
техническое
задание
на
проекти
-
рование
и
выбрать
правильные
параметры
средств
компенсации
без
необходимости
дополнительных
работ
и
финансирования
.
Выбор
оптимальных
мест
установки
и
пара
-
метров
фильтро
-
ком
-
пенсирующих
и
филь
-
тро
-
симметрирующих
устройств
С
учетом
повсеместных
нарушений
требований
[2]
по
ПКЭ
,
характеризующим
несину
-
соидальность
и
несимметрию
напряжений
[5],
уже
в
среднесрочной
перспективе
бу
-
дут
востребованы
средства
компенсации
,
которые
наряду
с
компенсацией
реактивной
мощности
должны
будут
снижать
уровни
гармоник
напряжения
и
/
или
напряжений
об
-
ратной
последовательности
.
В
настоящее
время
подобные
устройства
в
небольшом
количестве
устанавливаются
по
принципу
«
латания
дыр
» —
в
узлах
,
в
которых
либо
потребители
чаще
всего
жалуются
на
низкое
КЭ
,
либо
в
узлах
,
в
которых
уровни
ис
-
кажений
—
наивысшие
по
данным
периодических
измерений
.
В
перспективе
это
будет
приводить
к
значительным
затратам
с
невысокой
эффективностью
.
Результаты
непре
-
рывного
мониторинга
ПКЭ
позволят
установить
основные
причины
высоких
уровней
несинусоидальности
и
несимметрии
напряжений
,
а
также
выбрать
оптимальные
места
установки
компенсирующих
устройств
и
их
параметры
[6].
влияние
на
повышение
КЭ
в
сетях
.
В
таблице
1
пред
-
ставлены
мероприятия
по
повышению
КЭ
в
сетях
и
сокращению
числа
технологических
нарушений
на
объектах
потребителей
,
которые
могут
быть
разра
-
ботаны
только
на
основании
результатов
непрерыв
-
ного
мониторинга
КЭ
.
Очевидно
,
что
развитие
систем
мониторинга
КЭ
будет
также
способствовать
и
совершенствованию
нормативной
базы
по
проектированию
и
эксплуата
-
№
5 (38) 2016
32
СЕТИ РОССИИ
ции
энергосистем
с
учетом
влияния
электроустановок
электрических
сетей
и
потребителей
на
ПКЭ
.
Для
проведения
всестороннего
анализа
влияния
схемно
-
режимных
условий
на
КЭ
в
электрических
сетях
кроме
результатов
измерений
ПКЭ
необходи
-
ма
также
следующая
информация
:
1)
состав
и
время
переключений
в
схеме
сети
,
су
-
щественно
влияющих
на
потокораспределение
в
энергосистеме
и
изменение
ее
частотных
ха
-
рактеристик
в
точках
контроля
КЭ
,
в
том
числе
отключение
/
включение
питающих
линий
элек
-
тропередачи
и
трансформаторов
с
номиналь
-
ными
напряжениями
110
кВ
и
выше
,
элементов
распределительной
сети
от
точки
контроля
до
шин
мощного
центра
питания
;
2)
состав
включенных
генераторов
электростан
-
ций
,
питающих
рассматриваемую
энергосистему
,
а
также
время
их
включений
/
отключений
;
3)
режимы
работы
основных
искажающих
потреби
-
телей
(
графики
мощностей
,
графики
фазных
то
-
ков
для
несимметричных
потребителей
и
т
.
д
.);
4)
график
нагрузки
энергосистемы
в
целом
или
рас
-
сматриваемой
энергосистемы
;
5)
состав
и
время
коммутаций
батарей
конденса
-
торов
;
6)
состав
и
режимы
работы
статических
тиристор
-
ных
компенсаторов
и
управляемых
шунтирующих
реакторов
;
7)
состав
и
режимы
работы
устройств
РПН
транс
-
форматоров
,
находящихся
в
работе
;
8)
состав
,
время
коммутаций
неуправляемых
и
ре
-
жимы
работы
регулируемых
фильтро
-
компенси
-
рующих
и
фильтро
-
симметрирующих
устройств
;
9)
для
участков
сети
с
реверсивными
перетоками
активной
мощности
—
время
изменения
направ
-
ления
перетока
мощности
и
расположение
точек
потокоразделов
.
Влияние
перечисленных
факторов
на
КЭ
в
точке
контроля
зависит
от
структуры
и
параметров
элек
-
трической
сети
,
расположения
и
режимов
работы
ис
-
точников
генерации
и
искажающих
и
неискажающих
нагрузок
.
В
настоящее
время
технология
анализа
КЭ
в
раз
-
ветвленной
электрической
сети
по
данным
непре
-
рывного
мониторинга
ПКЭ
представляет
собой
слабо
формализованную
инженерную
задачу
.
ПРЕДЛОЖЕНИЯ
ПО
СОСТАВУ
ИЗМЕРЯЕМЫХ
ПАРАМЕТРОВ
ПРИ
НЕПРЕРЫВНОМ
МОНИТОРИНГЕ
КЭ
Для
выявления
причин
снижения
КЭ
на
грани
-
цах
между
электросетевыми
компаниями
и
потре
-
бителями
недостаточно
измерений
показателей
,
установленных
в
[2].
Исходя
из
практического
опы
-
та
выполнения
работ
по
мониторингу
и
анализу
КЭ
в
электрических
сетях
,
может
быть
рекомендован
состав
показателей
КЭ
и
параметров
режима
,
ко
-
торые
необходимо
измерять
для
выявления
при
-
чин
снижения
КЭ
и
разработки
мероприятий
по
его
повышению
.
Они
представлены
в
таблицах
2
Табл
. 2.
Перечень
ПКЭ
и
характеристик
,
установленных
в
ГОСТ
32144-2013,
для
измерений
при
непрерывном
мониторинге
Наименование
измеряемого
параметра
Условное
обозначение
1
Отклонение
частоты
,
Гц
∆
f
2
Положительное
отклонение
фазного
(
линейного
)
напряжения
, %
∂
U
(+)
3
Отрицательное
отклонение
фазного
(
линейного
)
напряжения
, %
∂
U
(-)
4
Коэффициент
несимметрии
напряжений
по
обратной
последовательности
, %
К
2
U
5
Коэффициент
несимметрии
напряжений
по
нулевой
последовательности
, %
К
0
U
6
Коэффициент
n
-
й
гармонической
составляющей
напряжения
(
n
= 2 – 40), %
K
U
(
n
)
7
Суммарный
коэффициент
гармонических
составляющих
напряжения
, %
K
U
8
Кратковременная
доза
фликера
,
отн
.
ед
.
P
St
9
Длительная
доза
фликера
,
отн
.
ед
.
P
Lt
10
Длительность
прерывания
фазного
напряжения
,
с
∆
t
пр
11
Остаточное
напряжение
прерывания
,
В
(
кВ
)
U
ост
-
пр
12
Длительность
провала
фазного
(
линейного
)
напряжения
,
с
∆
t
п
13
Глубина
провала
напряжения
,
В
(
кВ
)
∂
U
п
14
Остаточное
напряжение
провала
напряжения
,
В
(
кВ
)
U
ост
-
п
15
Длительность
перенапряжения
,
с
∆
t
пер
U
16
Максимальное
напряжение
при
перенапряжении
,
В
(
кВ
)
U
имп
33
Табл
. 3.
Перечень
дополнительных
параметров
для
измерений
при
непрерывном
мониторинге
Наименование
измеряемого
параметра
Условное
обозначение
1
Среднеквадратическое
значение
напряжения
,
В
(
кВ
)
U
2
Среднеквадратическое
значение
(
фазного
,
линейного
)
напряжения
основной
частоты
,
В
(
кВ
)
U
(1)
3
Среднеквадратическое
значение
(
фазного
,
линейного
)
напряжения
прямой
последовательности
,
В
(
кВ
)
U
1
4
Среднеквадратическое
значение
напряжения
обратной
последовательности
,
В
(
кВ
)
U
2
5
Среднеквадратическое
значение
напряжения
нулевой
последовательности
,
В
(
кВ
)
U
0
6
Среднеквадратическое
значение
напряжения
n-
ой
гармоники
(
n
= 2 – 40),
В
(
кВ
)
U
(
n
)
7
Среднеквадратическое
значение
фазного
тока
,
А
(
А
)
I
8
Среднеквадратическое
значение
фазного
тока
основной
частоты
,
А
(
А
)
I
(1)
9
Среднеквадратическое
значение
тока
прямой
последовательности
,
А
(
А
)
I
1
10
Среднеквадратическое
значение
тока
обратной
последовательности
,
А
(
А
)
I
2
11
Среднеквадратическое
значение
тока
нулевой
последовательности
,
А
(
А
)
I
0
12
Коэффициент
несимметрии
токов
по
обратной
последовательности
, %
К
2
I
13
Коэффициент
несимметрии
токов
по
нулевой
последовательности
, %
К
0
I
14
Среднеквадратическое
значение
фазного
тока
n
-
й
гармоники
(
n
= 2 – 40),
А
(
кА
)
I
(
n
)
15
Коэффициент
n
-
й
гармонической
составляющей
тока
(
n
= 2 – 40), %
K
I
(
n
)
16
Суммарный
коэффициент
гармонических
составляющих
тока
, %
K
I
17
Угол
сдвига
фаз
между
напряжением
и
током
, (
радиан
)
f
18
Угол
сдвига
фаз
между
n
-
ми
гармоническими
составляющими
напряжения
и
тока
(
n
= 1 – 40), (
радиан
)
f
(
n
)
19
Активная
фазная
(
трехфазная
)
мощность
основной
частоты
,
кВт
P
(1)
20
Активная
трехфазная
мощность
,
кВт
P
21
Активная
мощность
прямой
последовательности
,
кВт
P
1
22
Активная
мощность
обратной
последовательности
,
кВт
P
2
23
Активная
мощность
нулевой
последовательности
,
кВт
P
0
24
Реактивная
фазная
(
трехфазная
)
мощность
основной
частоты
,
квар
Q
(1)
25
Реактивная
трехфазная
мощность
,
квар
Q
26
Реактивная
мощность
прямой
последовательности
,
квар
Q
1
27
Реактивная
мощность
обратной
последовательности
,
квар
Q
2
28
Реактивная
мощность
нулевой
последовательности
,
квар
Q
0
29
Полная
трехфазная
мощность
,
кВА
S
30
Активная
мощность
n
-
й
гармоники
(
n
= 1 – 40),
Вт
(
кВт
)
P
(
n
)
31
Активная
энергия
с
учетом
гармонических
составляющих
,
кВт
·
час
W
а
32
Активная
энергия
первой
гармоники
,
кВт
·
час
W
а
(1)
33
Активная
энергия
прямой
последовательности
первой
гармоники
,
кВт
·
час
W
а
1(1)
и
3.
В
таблице
2
приведены
ПКЭ
,
установленные
в
[2]
для
оценки
продолжительных
изменений
ха
-
рактеристик
напряжения
,
и
параметры
,
характе
-
ризующие
случайные
события
,
также
в
соответ
-
ствии
с
[2].
Контроль
за
ПКЭ
позволяет
оценить
их
соответ
-
ствие
нормативным
требованиям
[2],
а
также
их
за
-
висимость
от
схем
и
режимов
работы
электрических
сетей
.
Дополнительная
информация
о
параметрах
токов
,
напряжений
,
мощностей
позволяет
оценивать
влияние
потребителей
в
точке
присоединения
на
ПКЭ
,
характеризующие
несинусоидальность
и
несим
-
метрию
напряжений
.
Некоторые
из
подобных
методи
-
ческих
подходов
описаны
в
[7–9].
№
5 (38) 2016
34
СЕТИ РОССИИ
ВЫБОР
ПУНКТОВ
ИЗМЕРЕНИЙ
ПРИ
СОЗДАНИИ
СТАЦИОНАРНЫХ
СИСТЕМ
МОНИТОРИНГА
КЭ
Оптимизация
числа
средств
измерений
и
мест
их
установки
при
создании
систем
непрерывного
монито
-
ринга
КЭ
позволяет
существенно
сократить
затраты
.
Ниже
представлены
предложения
по
выбору
пунктов
измерений
,
подготовленные
на
основе
опыта
про
-
ведения
многочисленных
периодических
измерений
ПКЭ
,
а
также
опыта
создания
систем
непрерывного
мониторинга
КЭ
в
распределительных
и
магистраль
-
ных
электрических
сетях
разных
напряжений
[10–14].
1.
Пункты
измерений
в
распределительной
сети
.
Для
проведения
измерений
на
участке
распреде
-
лительной
сети
целесообразно
устанавливать
СИ
в
следующих
пунктах
:
а
) c
о
стороны
основного
центра
питания
—
во
вво
-
де
6–35
кВ
питающего
(
автотрансформатора
)
трансформатора
или
во
вводе
фидера
,
пита
-
ющего
данный
участок
при
нормальной
схеме
сети
.
В
некоторых
случаях
это
позволяет
разде
-
лить
влияние
на
КЭ
самой
распределительной
сети
и
ее
потребителей
и
влияние
вышестоящей
энергосистемы
.
Необходимо
проводить
измере
-
ния
ПКЭ
и
параметров
,
приведенных
в
таблицах
2
и
3;
б
)
со
стороны
резервного
центра
питания
—
во
вводе
6–35
кВ
питающего
(
автотрансформато
-
ра
)
трансформатора
или
во
вводе
фидера
,
пи
-
тающего
данный
участок
при
характерных
ре
-
монтных
схемах
сети
.
Необходимо
проводить
измерения
ПКЭ
и
параметров
,
приведенных
в
таблицах
2
и
3;
в
)
в
присоединениях
наиболее
мощных
потребите
-
лей
,
которые
потенциально
являются
источника
-
ми
токов
и
напряжений
гармоник
и
обратной
по
-
следовательности
.
Для
оценки
степени
влияния
искажающих
нагрузок
на
КЭ
в
сети
необходимо
проводить
измерения
ПКЭ
и
параметров
,
приве
-
денных
в
таблицах
2
и
3.
Если
к
электрической
сети
присоединено
большое
количество
нели
-
нейных
и
/
или
несимметричных
нагрузок
различ
-
ных
потребителей
целесообразно
выбирать
пун
-
кты
контроля
таким
образом
,
чтобы
можно
было
оценить
совокупное
влияние
нагрузок
соответ
-
ствующих
контрагентов
(
без
выделения
вклада
отдельных
нагрузок
).
Для
искажающего
потре
-
бителя
,
подключенного
к
одним
шинам
питаю
-
щей
подстанции
по
нескольким
присоединениям
(
или
к
двум
и
более
шинам
,
работающим
парал
-
лельно
),
целесообразно
использовать
одно
СИ
с
соответствующим
числом
входов
по
току
.
Это
позволит
оценить
результирующее
влияние
по
-
требителя
на
КЭ
в
питающей
сети
,
которое
мо
-
жет
быть
меньше
суммы
вкладов
от
каждого
при
-
соединения
отдельно
,
а
также
снизить
стоимость
измерительной
системы
;
г
)
на
шинах
,
от
которых
питаются
потребители
,
предъявляющие
претензии
к
КЭ
в
электриче
-
ской
сети
,
но
не
являются
искажающими
,
для
оценки
объективности
претензий
.
В
этих
пун
-
ктах
можно
ограничиться
контролем
только
ПКЭ
,
указанных
в
таблице
2;
д
)
в
наиболее
электрически
удаленных
узлах
сети
,
до
которых
,
как
правило
,
потери
напряжения
от
шин
центра
питания
наибольшие
,
а
также
в
ко
-
торых
наименьшие
токи
короткого
замыкания
.
Описанный
подход
проиллюстрирован
на
при
-
мере
фрагмента
распределительной
сети
6–35
кВ
на
рисунке
3.
Его
можно
применить
для
построе
-
ния
системы
мониторинга
КЭ
для
фрагмента
сети
,
Рис
. 3.
Схема
установки
стационарных
СИ
ПКЭ
в
распределительной
сети
Контроль
присоединения крупного
искажающего потребителя
СИ
ПКЭ
I
U
СИ
ПКЭ
U
U
СИ
ПКЭ
СИ
ПКЭ
U
I
СИ
ПКЭ
I
U
Центр
питания
Резервный
центр питания
Искажающий
потребитель
Наиболее
удаленный
потребитель
Потребитель
с претензиями к КЭ
Контроль на границе
центра питания
и района распредсети
Контроль на шинах
присоединения
потребителя
с претензиями к КЭ
Контроль на шинах
удаленного
потребителя
Контроль на границе
резервного центра
питания и района
распредсети
35
включающего
в
себя
сети
нескольких
классов
на
-
пряжения
.
2.
Пункты
измерений
в
магистральной
сети
.
Для
проведения
измерений
КЭ
в
магистраль
-
ной
сети
целесообразно
устанавливать
СИ
в
сле
-
дующих
пунктах
:
а
)
во
вводах
наиболее
загруженных
линий
электро
-
передачи
,
связывающих
данный
энергорайон
и
соседние
энергосистемы
(
соседние
энерго
-
районы
),
в
составе
нагрузок
которых
имеются
мощные
промышленные
нелинейные
и
несим
-
метричные
потребители
,
что
позволяет
разде
-
лить
влияние
на
КЭ
анализируемой
сети
,
потре
-
бителей
и
«
соседей
».
Необходимо
выполнять
измерения
ПКЭ
и
параметров
,
приведенных
в
таблицах
2
и
3;
б
)
в
присоединениях
наиболее
мощных
потреби
-
телей
,
которые
потенциально
являются
источ
-
никами
токов
и
напряжений
гармоник
и
обрат
-
ной
последовательности
.
Для
оценки
степени
влияния
искажающих
нагрузок
на
КЭ
в
сети
не
-
обходимо
проводить
измерения
ПКЭ
и
параме
-
тров
,
приведенных
в
таблицах
2
и
3;
в
)
во
вводах
среднего
напряжения
автотрансфор
-
маторов
,
питающих
районы
распределитель
-
ных
сетей
,
к
которым
присоединены
как
различ
-
ные
искажающие
нагрузки
,
так
и
потребители
,
предъявляющие
повышенные
требования
к
КЭ
.
Необходимо
проводить
измерения
ПКЭ
и
пара
-
метров
,
приведенных
в
таблицах
2
и
3;
г
)
на
шинах
,
от
которых
питаются
потребители
,
предъявляющие
претензии
к
КЭ
в
электрической
сети
.
В
этих
пунктах
можно
ограничиться
контро
-
лем
только
ПКЭ
,
указанных
в
таблице
2;
д
)
на
отдельных
шинах
протяженных
транзитных
электропередач
,
на
которых
регулярно
(
ежесуточ
-
но
)
проходит
потокораздел
активной
мощности
.
Это
позволяет
зафиксировать
влияние
режимов
работы
энергосистемы
и
соответствующих
пото
-
кораспределений
мощности
на
КЭ
в
узлах
сети
.
В
этих
пунктах
можно
ограничиться
измерением
только
ПКЭ
,
приведенных
в
таблице
2;
е
)
в
конце
слабозагруженных
протяженных
ради
-
альных
линий
электропередачи
,
на
которых
воз
-
можны
резонансные
перенапряжения
на
частотах
гармоник
в
нормальных
или
ремонтных
схемах
сети
.
В
этих
пунктах
можно
ограничиться
измере
-
нием
только
ПКЭ
,
приведенных
в
таблице
2.
На
рисунках
3
и
4
показаны
примеры
установки
СИ
ПКЭ
для
распределительной
и
магистральной
сетей
.
При
сравнении
сопоставимых
вариантов
мест
установки
приборов
рекомендуется
выбирать
пун
-
кты
измерений
,
расположенные
ближе
к
узлам
присоединения
средств
компенсации
реактивной
мощности
,
которые
могут
оказывать
существен
-
ное
влияние
на
уровни
гармоник
в
сетях
220
кВ
и
ниже
.
К
ним
относятся
батареи
конденсаторов
,
управляемые
шунтирующие
реакторы
и
статиче
-
ские
тиристорные
компенсаторы
.
Выше
были
изложены
представления
авторов
статьи
по
решению
некоторых
проблем
при
соз
-
дании
автоматизированных
систем
непрерывного
мониторинга
КЭ
,
сформулированные
на
основе
их
собственного
опыта
работы
.
В
нашей
стране
публи
-
кации
,
посвященные
мониторингу
КЭ
,
время
от
вре
-
мени
появляются
,
например
, [10–14]
и
др
.
Следует
отметить
,
что
статьи
обстоятельные
,
обоснованно
показывающие
необходимость
автоматизированных
систем
измерения
ПКЭ
для
решения
проблем
с
КЭ
.
Интернет
также
предлагает
не
только
многочислен
-
ные
приборы
для
измерений
ПКЭ
,
но
и
примеры
раз
-
работки
автоматизированных
систем
.
Здесь
право
-
мерно
также
вспомнить
об
актуальнейшей
проблеме
создания
интеллектуальных
электроэнергетических
систем
,
генеральная
цель
которых
—
КЭ
и
надеж
-
ность
электроснабжения
потребителей
,
которую
не
-
возможно
достичь
без
непрерывного
контроля
.
Во
-
прос
,
как
говорится
,
созрел
не
только
с
точки
зрения
СИ
ПКЭ
I
U
СИ
ПКЭ
U
СИ ПКЭ
I
I
I
U
Р
Р
СИ
ПКЭ
U
СИ
ПКЭ
U
СИ
ПКЭ
I
U
СИ
ПКЭ
U
Энергосистема 2
Контроль на
межсистемной связи
c энергосистемой
c мощной искажающей
нагрузкой
Контроль
присоединений
крупного
металлургического
предприятия
Контроль
шин узловой ПС
с реверсивными
перетоками
Контроль
на шинах
присоединения
потребителя
с претензиями
к КЭ
Контроль
во вводе АТ,
питающего
разветвленную
распредсеть
с несколькими
источниками
искажений
Контроль
на конце
протяженной
слабозагру-
женной линии
электро-
передачи
Контроль шин
узловой ПС
с реверсивными
перетоками
Энергосистема 1
Рис
. 4.
Схема
установки
стационарных
СИ
ПКЭ
в
магистральной
сети
№
5 (38) 2016
36
СЕТИ РОССИИ
потребителей
,
но
и
сетевых
компаний
.
Остается
до
-
бавить
,
что
российская
электроэнергетика
в
созда
-
нии
систем
мониторинга
КЭ
значительно
отстает
от
зарубежной
.
Вопросами
мониторинга
КЭ
за
рубежом
занимаются
уже
давно
,
рассматривая
различные
аспекты
,
в
том
числе
законодательно
-
правовые
,
нор
-
мативные
и
финансовые
проблемы
,
использование
полученной
информации
и
многие
другие
[15–19].
Ниже
представлены
некоторые
рекомендации
по
созданию
автоматизированных
систем
непрерывно
-
го
мониторинга
КЭ
из
европейского
документа
[19].
ЕВРОПЕЙСКОЕ
«
РУКОВОДСТВО
ПО
ПРИМЕНЕНИЮ
И
ИСПОЛЬЗОВАНИЮ
СИСТЕМ
МОНИТОРИНГА
КАЧЕСТВА
НАПРЯЖЕНИЯ
В
ЦЕЛЯХ
РЕГУЛИРОВАНИЯ
»
В
странах
Евросоюза
вместо
термина
«
качество
электроэнергии
»
используется
термин
«
качество
на
-
пряжения
» [20],
поэтому
дальше
используется
по
-
следний
термин
.
В
вышеназванном
документе
[19]
речь
идет
о
мониторинге
качества
напряжения
(
КН
)
в
течение
длительного
времени
,
то
есть
года
и
более
.
Уже
в
2011
году
18
стран
Евросоюза
имели
действую
-
щие
системы
мониторинга
КН
напряжения
на
непре
-
рывной
основе
в
одной
и
более
точках
.
В
последнее
время
количество
приборов
контроля
,
эксплуатиру
-
емых
в
распределительных
и
магистральных
сетях
,
значительно
выросло
.
В
документе
на
основе
инфор
-
мации
,
получаемой
в
результате
мониторинга
КН
,
предлагается
решать
следующие
задачи
:
1)
контроль
показателей
КН
для
отдельных
участков
для
сравнения
с
существующими
нормативно
-
правовыми
и
лицензионными
обязательствами
;
2)
проверка
соответствия
уровней
эмиссии
искаже
-
ний
от
пользователей
сети
с
уровнем
эмиссии
,
установленным
стандартом
или
местными
прави
-
лами
;
3)
мониторинг
характеристик
системы
в
целом
для
получения
сведений
о
средних
характеристи
-
ках
сети
,
тенденциях
во
всей
сети
и
на
конкрет
-
ных
участках
,
уровнях
напряжений
,
типах
сети
и
конкретных
точек
,
влиянии
распределенной
генерации
и
новых
типах
потребителей
для
пла
-
нирования
развития
сети
и
присоединения
новых
потребителей
;
4)
мониторинг
конкретных
участков
сети
в
случае
жалоб
пользователей
сетей
,
а
также
по
требова
-
ниям
новых
потребителей
,
желающих
знать
КН
до
присоединения
к
сети
и
при
заключении
кон
-
трактов
по
КН
;
5)
обеспечение
сетевых
компаний
информацией
о
КН
для
разработки
мер
по
исправлению
его
ка
-
чества
;
6)
использование
результатов
контроля
за
соблюде
-
нием
нормативных
требований
по
КН
,
результатов
мониторинга
характеристик
системы
,
конкретных
участков
сети
с
целью
признания
существования
проблемы
КН
;
7)
использование
мониторинга
КН
как
наиболее
точного
и
надежного
способа
отслеживания
КН
при
переходе
к
интеллектуальным
системам
,
в
которых
увеличивается
количество
распре
-
деленной
генерации
,
новых
типов
нагрузок
,
по
-
следствия
воздействий
которых
на
КН
трудно
предвидеть
;
8)
использование
информации
для
исследований
:
–
корреляции
между
измеренными
данными
и
структурой
и
характеристиками
сети
,
харак
-
теристиками
нагрузок
,
распределенной
гене
-
рацией
;
–
влияния
на
КН
будущих
изменений
сети
,
таких
как
ячеистая
структура
,
изолированные
рас
-
пределительные
сети
,
питаемые
только
рас
-
пределенной
генерацией
и
т
.
д
.;
–
стоимости
плохого
КН
и
его
влияния
на
срок
службы
оборудования
и
установок
.
В
[19]
также
указывается
,
что
непрерывный
мо
-
ниторинг
будет
давать
более
полное
представление
о
КН
в
каждом
месте
,
будет
способен
обеспечить
информацией
о
сезонных
изменениях
,
провалах
на
-
пряжения
,
перенапряжениях
и
других
относительно
редких
событиях
.
Данных
,
полученных
при
монито
-
ринге
,
должно
быть
достаточно
для
реагирования
на
жалобы
по
поводу
КН
без
проведения
дополни
-
тельных
измерений
,
что
позволит
быстрее
реаги
-
ровать
на
жалобы
,
лучше
коррелировать
жалобы
с
уровнем
нарушений
и
исследовать
КН
в
конкрет
-
ный
момент
,
например
,
при
неправильной
рабо
-
те
оборудования
.
Информация
о
КН
,
полученная
в
результате
мониторинга
и
сохраненная
в
базе
данных
,
может
быть
использована
для
информи
-
рования
потребителя
перед
его
присоединением
к
сети
для
того
,
чтобы
он
мог
выбрать
точку
сети
с
подходящим
для
него
КН
,
чтобы
он
в
случае
по
-
тенциальной
опасности
повреждения
оборудова
-
ния
по
причине
КН
мог
заранее
разработать
меры
защиты
.
В
рыночных
условиях
потребители
,
пользователи
сетей
и
сетевые
операторы
могут
подписывать
кон
-
тракты
КН
или
соглашения
.
Вместе
с
постоянным
мониторингом
КН
контракты
являются
дополнитель
-
ной
гарантией
для
потребителей
с
чувствительным
оборудованием
и
страховкой
.
Контракт
на
КН
может
включать
для
потребителя
допустимые
пределы
эмиссии
искажений
,
а
также
непрерывный
монито
-
ринг
КН
.
В
[19]
рассматривается
вопрос
финансирования
создания
автоматизированных
систем
непрерывного
мониторинга
КН
.
В
качестве
наиболее
подходящего
источника
рассматривается
тариф
сети
.
Отмечает
-
ся
,
что
стоимость
мониторинга
КН
составляет
малую
долю
общих
затрат
,
расходуемых
на
эксплуатацию
электрических
сетей
,
что
выгоды
,
получаемые
от
применения
результатов
мониторинга
,
перевешива
-
ют
все
затраты
.
ВЫВОДЫ
1.
В
настоящее
время
контроль
КЭ
для
электросете
-
вых
компаний
во
многих
случаях
является
обяза
-
тельной
задачей
,
решение
которой
требует
при
-
влечения
немалых
ресурсов
.
37
2.
Разработка
автоматизированных
средств
измере
-
ний
и
изменение
подхода
к
взаимодействию
по
-
требителей
и
сетевых
компаний
в
части
КЭ
ведут
к
созданию
автоматизированных
систем
непре
-
рывного
мониторинга
КЭ
,
которые
станут
осно
-
вой
для
разработки
и
реализации
эффективных
и
оптимальных
мероприятий
по
обеспечению
КЭ
.
Для
этого
необходимо
нормативно
закрепить
воз
-
можность
создания
систем
мониторинга
КЭ
на
границах
между
сетевыми
компаниями
и
потре
-
бителями
по
инициативе
любой
из
сторон
с
фи
-
нансированием
затрат
со
стороны
инициатора
.
Результаты
измерений
ПКЭ
,
полученные
от
дан
-
ных
систем
,
должны
приниматься
сторонами
в
ка
-
честве
легитимной
информации
для
дальнейшего
взаимодействия
по
вопросам
КЭ
.
3.
В
статье
предложены
организационные
и
техни
-
ческие
мероприятия
по
повышению
КЭ
на
осно
-
ве
результатов
непрерывного
мониторинга
,
кото
-
рые
целесообразно
учитывать
при
оценке
затрат
и
эффекта
от
создания
систем
контроля
КЭ
.
4.
Предложения
по
составу
измеряемых
ПКЭ
и
ха
-
рактеристик
,
установленных
ГОСТ
32144-2013,
и
дополнительных
параметров
,
необходимых
для
анализа
,
а
также
пунктам
измерений
могут
быть
учтены
электросетевыми
компаниями
при
создании
систем
непрерывного
мониторинга
КЭ
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
ГОСТ
33073-2014.
Электрическая
энергия
.
Со
-
вместимость
технических
средств
электро
-
магнитная
.
Контроль
и
мониторинг
качества
электрической
энергии
в
системах
электро
-
снабжения
общего
назначения
.
М
.:
Стандартин
-
форм
, 2014.
2.
ГОСТ
32144-2013.
Электрическая
энергия
.
Со
-
вместимость
технических
средств
электромаг
-
нитная
.
Нормы
качества
электрической
энергии
в
системах
электроснабжения
общего
назначе
-
ния
.
М
.:
Стандартинформ
, 2014.
3.
Дело
№
А
40-191207/14. [
Электронный
ресурс
].
Режим
доступа
: http://www.msk.arbitr.ru.
4.
Шамонов
Р
.
Г
.
Оценка
влияния
батарей
статиче
-
ских
конденсаторов
на
высшие
гармонические
составляющие
напряжения
в
магистральных
электрических
сетях
//
Энергия
единой
сети
,
2015,
апрель
-
май
.
С
. 22–29.
5.
Коверникова
Л
.,
Тульский
В
.,
Шамонов
Р
.
Каче
-
ство
электроэнергии
в
ЕЭС
России
.
Текущие
проблемы
и
необходимые
решения
//
ЭЛЕКТРО
-
ЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распределение
, 2016,
№
2(35).
С
. 28–38.
6.
Коверникова
Л
.
И
.,
Нгуен
Чи
Тхань
,
Хамисов
О
.
В
.
Оптимизационный
подход
к
определению
пара
-
метров
пассивных
фильтров
//
Электричество
,
2012,
№
1.
С
. 43–49.
7.
Тигунцов
С
.
Г
.,
Луцкий
И
.
И
.
О
вкладе
потребите
-
ля
в
качество
электрической
энергии
//
Энерге
-
тика
и
промышленности
России
, 2007,
№
3 (79).
8.
Гамазин
С
.
И
.,
Петрович
В
.
А
.
Определение
фак
-
тического
вклада
потребителя
в
искажение
параметров
качества
электрической
энергии
//
Промышленная
энергетика
, 2003,
№
1.
9.
Диссертация
на
соискание
ученой
степени
кан
-
дидата
технических
наук
Васильева
Е
.
И
. «
Опре
-
деление
фактического
вклада
потребителей
и
системы
в
несинусоидальность
напряжения
на
основе
активных
экспериментов
»,
ГОУ
ВПО
«
Московский
энергетический
институт
(
техни
-
ческий
университет
)»,
Москва
, 2008.
10.
Суднова
В
.
В
.,
Пригода
В
.
П
.,
Хакимов
Р
.
Р
.
Прин
-
ципы
построения
информационно
-
измеритель
-
ной
системы
мониторинга
показателей
каче
-
ства
электроэнергии
и
управления
качеством
электроэнергии
//
Энергонадзор
и
энергобезо
-
пасность
, 2006,
№
3.
С
. 44–50.
11.
Калинников
К
.
Системы
непрерывного
контроля
качества
электроэнергии
электросетевой
ком
-
пании
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
рас
-
пределение
, 2013,
№
4(19).
С
. 54–59.
12.
Максимов
В
.
П
.
Потребительская
оценка
каче
-
ства
электроэнергии
.
Управление
качеством
электрической
энергии
:
Сборник
трудов
Между
-
народной
научно
-
практической
конференции
.
Москва
, 26–28
ноября
2014
г
.
С
. 129–136.
13.
Неганов
Л
.
В
.,
Тульский
В
.
Н
.,
Олексюк
Б
.
В
.
Кон
-
цепция
системы
мониторинга
показателей
бес
-
перебойности
электроснабжения
потребителей
МО
//
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ
.
Передача
и
распре
-
деление
, 2016,
№
1(34).
С
. 30–35.
14.
Тульский
В
.
Н
.,
Олексюк
Б
.
В
.,
Березовский
В
.
С
.
Исследование
структур
систем
мониторин
-
га
качества
электроэнергии
с
учетом
зару
-
бежного
опыта
//
Электроэнергетика
глазами
молодежи
:
труды
VI
международной
научно
-
технической
конференции
, 9–13
ноября
2015,
Иваново
.
В
2-
х
томах
.
Т
2.
Иваново
:
ФГБОУ
ВПО
«
Ивановский
государственный
энерге
-
тический
университет
им
.
В
.
И
.
Ленина
», 2015.
С
. 439–442.
15. IEEE STd 1159-1995. IEEE Recommended practice
for monitoring electric power quality. URL: https://
standards.ieee.org.
16. Quality of supply customers requirements. Working
group 37.28. CIGRE, June 2001.
17. Akabane K., Nara K., Mishima Y., Tsuji K. Optimal
geographical allocation of power quality control
centers by Voronoi diagram, Proc. of 14-th PSCC,
Sevilla, 24-28 June 2002.
18. Bollen M., Baumann P., Beyer Y. and oth. Guidelines
for good practice on voltage quality monitoring.
Proc. of 22-nd International conference on electricity
distribution, Stockholm, 10-13 June 2013.
19. Guidelines of good practice on the implementation
and use of voltage quality monitoring systems for
regulatory purposes. CEER/ECRB, 3 December
2012, Ref: C12-EQS-51-03, https://www.energy-
community.org.
20. EN 50160:2010.Voltage characteristics of electricity
supplied by public electricity networks.
№
5 (38) 2016
Оригинал статьи: Мониторинг качества электроэнергии в электрических сетях. Для кого, зачем и как?
В данной статье представлены результаты анализа нормативных требований к мониторингу качества электроэнергии, ряд проблем, связанных с созданием автоматизированных систем мониторинга, проведением измерений и использованием их результатов, представлен опыт мониторинга качества электроэнергии европейских стран.
