Мониторинг качества электроэнергии в электрических сетях. Для кого, зачем и как?

Мониторинг качества электроэнергии в электрических сетях. Для кого, зачем и как?

В данной статье представлены результаты анализа нормативных требований к мониторингу качества электрической энергии, ряд проблем, связанных с созданием автоматизированных систем мониторинга, проведением измерений и использованием их результатов, представлен опыт мониторинга качества электроэнергии 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 оперативнотехнологическогоуправления ПАО «ФСК ЕЭС»

Несмотря на нормативные требования к субъектам электроэнергетики обеспечивать надлежащее качество электроэнергии (КЭ), в настоящее время контроль показателей качества электроэнергии (ПКЭ) в электрических сетях России проводится преимущественно как реакция на претензии потребителей или предписания надзорных органов и представляется сетевым компаниям дополнительной обузой к их основной эксплуатационной деятельности.

На фоне повсеместного оснащения сетевых компаний переносными и стационарными средствами измерения (СИ) ПКЭ все чаще звучат вопросы — не являются ли затраты на мониторинг бесполезными и как эти работы могут способствовать повышению параметров качества электрической энергии?

По мнению авторов, контроль и выявление причин ухудшения КЭ, разработка эффективных мероприятий по обеспечению соблюдения нормативных требований по КЭ могут быть упрощены и удешевлены на основе информации, получаемой в результате непрерывного мониторинга ПКЭ и параметров режима. Разработчики СИ уже предлагают необходимую аппаратуру для создания автоматизированных систем непрерывного мониторинга в течение длительного времени. Информация, полученная в результате таких измерений, может быть использована не только для решения перечисленных задач, но множества других, в чем в дальнейшем будут заинтересованы как потребители, так и сетевые компании.

НОРМАТИВНЫЕ ТРЕБОВАНИЯ К МОНИТОРИНГУ КЭ И ПРАКТИКА ЕГО ПРОВЕДЕНИЯ

Основные положения контроля и мониторинга КЭ в системах электроснабжения общего назначения определяются ГОСТ 330732014 [1]. Нормы качества электрической энергии предусматривают проведение измерений ПКЭ при решении спектра задач, которые условно можно разделить на две категории: обязательного и добровольного контроля КЭ. Состав задач каждой категории представлен на рисунке 1.

К категории обязательного контроля отнесены задачи, связанные с оценкой соответствия КЭ требованиям [2]. Как правило, они инициируются органами государственного надзора и предназначены мотивировать сетевые компании к выявлению причин нарушений норм и проведению мероприятий по повышению КЭ. В соответствии с [1], длительность измерений ПКЭ обычно составляет одну неделю. Измерения проводятся в отдельных узлах сети с периодичностью один раз в одиндва года в лучшем случае. Кроме органов государственного надзора основными заинтересованными участниками этих измерений являются независимые испытательные лаборатории, привлекаемые сетевыми компаниями, потребителями электроэнергии или надзорными органами и получающие за это финансовое вознаграждение. Результаты измерений, в случае выявления нарушений нормативных требований, становятся основой претензий в адрес сетевых компаний, зачастую даже не позволяя установить причины низкого качества электрической энергии.

Добровольный контроль КЭ характеризуется задачами, которые наиболее прогрессивные сетевые компании выполняют по собственной инициативе, уделяя внимание обеспечению качества передаваемой электроэнергии, с целью предотвращения ущербов у себя и у потребителей вследствие искажений токов и напряжений в сети. Рекомендуемая длительность измерений ПКЭ — не менее двух суток [1], а их периодичность — по мере необходимости. В данном случае организаторами работ и пользователями результатов выступают сами сетевые компании, которые проводят регулярные и длительные измерения, охватывающие управление качеством электроэнергии на большом количестве объектов сети. Наряду с ПКЭ контролируются дополнительные характеристики по току и мощности, позволяющие определить причины пониженного КЭ. На основе полученных данных разрабатываются организационные и технические мероприятия по обеспечению КЭ. Потребители электроэнергии, как правило, не имеют возможности ознакомиться с данной информацией, поскольку она может отражать нарушения требований [2], в чем не заинтересованы сетевые компании. Для создания полноценной системы управления КЭ в [1] рекомендуется организация непрерывного мониторинга 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 выявляет большой пласт сложных проблем, требующих решения, становятся причинами, по которым сетевые 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. Неудивительно, что представителями сетевых компаний данная процедура рассматривается в качестве излишней обузы, приводящей в итоге к росту стоимости электроэнергии и мало способствующей улучшению ее качества. В связи с этим в последние годы сложилась успешная практика, когда электросетевые компании через суд доказывают необязательность проведения сертификации за свой счет [3]. В соответствии с постановлением правительства за обязательную сертификацию электроэнергии отвечают энергоснабжающие организации, функции которых на сегодняшний 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, несущие существенные ущербы вследствие неудовлетворительного качества электроснабжения. Однако поскольку сетевые компании, питающие данных потребителей, не заинтересованы в раскрытии информации о фактических нарушениях нормативных требований к КЭ, подобные системы мониторинга устанавливаются на объектах потребителей, а не на границах балансовой принадлежности. Соответственно, результаты измерений ПКЭ не могут быть представлены в суде для предъявления претензий и используются потребителями лишь для регулярной сигнализации сетевым и сбытовым компаниям о существующих проблемах. В условиях отсутствия в российской практике организационных и экономических 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 качества поставляемой электроэнергии. Ниже представлена точка зрения авторов по данной проблеме.

ПЕРСПЕКТИВНЫЙ ПОДХОД К МОНИТОРИНГУ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Существующая в настоящее время нормативно-правовая база не предусматривает построения экономических отношений между потребителями и сетевыми компаниями на основе результатов непрерывного мониторинга КЭ на границах балансовой принадлежности. Под экономическими отношениями здесь понимается формализованный и принятый обеими сторонами подход, при котором пострадавшая сторона имеет возможность предъявить контрагенту аргументированную претензию, основанную на результатах объективного контроля ПКЭ, и размер ущерба для компенсации.

Поскольку интересы сторон по данному вопросу всегда разнонаправлены, то без изменения нормативно-правовой базы создание системы мониторинга КЭ будет блокироваться либо потребителем, либо сетевой компанией. Так, например, если с инициативой создания системы мониторинга КЭ выйдет потребитель, несущий убытки вследствие неудовлетворительного КЭ, этому будет сопротивляться сетевая компания, 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 источник питания.

Для изменения ситуации целесообразно узаконить возможность создания системы непрерывного мониторинга КЭ на границе балансовой принадлежности или по согласованию сторон в других пунктах по предложению потребителя, энергосбытовой или сетевой компаний с финансированием затрат на создание и эксплуатацию системы за счет инициатора. Результаты мониторинга должны безоговорочно приниматься сторонами в качестве легитимного источника информации при рассмотрении споров в отношении КЭ. Данные требования могли бы быть отражены в поправках к постановлению Правительства Российской Федерации № 442 «О функционировании розничных рынков электрической энергии, полном и (или) частичном ограничении режима потребления электрической энергии» и соответствующих подзаконных актах.

В случае узаконивания данного подхода дальнейшее развитие ситуации характеризуется следующими факторами: потребители, несущие убытки вследствие неудовлетворительного качества электроэнергии будут финансировать создание и эксплуатацию систем мониторинга КЭ в точках своего присоединения к электрическим сетям и на основе их показаний регулярно предъявлять претензии сетевым компаниям для компенсации своих потерь. Сетевые компании будут вынуждены повышать эффективность своих собственных мероприятий по поддержанию нормативного КЭ (например, в части регулирования значения 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 нелинейными и несимметричными нагрузками) с целью компенсации своих убытков из-за искажений, вносимых ими. Соответственно, искажающие потребители, получая регулярно обоснованные финансовые претензии от сетевых компаний, будут вынуждены реализовывать мероприятия по компенсации искажений, генерируемых ими в сеть. Схема процесса представлена на рисунке 2.

Подобный подход решит вопрос об источниках финансирования работ по мониторингу КЭ, а сам мониторинг создаст условия для поддержания в электрических сетях нормативных уровней ПКЭ.

Предложенная схема мониторинга КЭ и взаимодействие на ее основе потребителей и сетевых компаний тесно соприкасаются с проблематикой коммерческого учета электроэнергии в аспектах точек измерений, метрологических аспектов, процедуры согласования сторонами результатов измерений и т.д. При этом современные СИ, предлагаемые ведущими производителями, уже позволяют одновременно осуществлять учет электроэнергии и контролировать характеристики ее качества. Соответственно нужно узаконить эту возможность в нормативно-правовой базе в области учета электроэнергии, создав условия для дальнейшего упрощения и удешевления технологии мониторинга КЭ.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ НЕПРЕРЫВНОГО МОНИТОРИНГА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Создание систем непрерывного мониторинга качества электроэнергии, особенно для разветвленной электрической сети, является пока дорогостоящим мероприятием. В связи с этим, при обосновании затрат электросетевые компании должны четко понимать все возможности, предоставляемые данными системами, а также их влияние на повышение КЭ в сетях. В таблице 1 представлены мероприятия по повышению КЭ в электрических сетях и сокращению числа технологических нарушений на объектах потребителей, которые могут быть разработаны только на основании результатов непрерывного мониторинга КЭ.

Очевидно, что развитие систем мониторинга качества электрической энергии будет также способствовать и совершенствованию нормативной базы по проектированию и эксплуатации 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 необходима также следующая информация:

1. состав и время переключений в схеме сети, существенно влияющих на потокораспределение в энергосистеме и изменение ее частотных характеристик в точках контроля КЭ, в том числе отключение/включение питающих линий электропередачи и трансформаторов с номинальными напряжениями 110 кВ и выше, элементов распределительной сети от точки контроля до шин мощного центра питания;
2. состав включенных генераторов электростанций, питающих рассматриваемую энергосистему, а также время их включений/отключений;
3. режимы работы основных искажающих потребителей (графики мощностей, графики фазных токов для несимметричных потребителей и т.д.);
4. график нагрузки энергосистемы в целом или рассматриваемой энергосистемы;
5. состав и время коммутаций батарей конденсаторов;
6. состав и режимы работы статических тиристорных компенсаторов и управляемых шунтирующих реакторов;
7. состав и режимы работы устройств РПН трансформаторов, находящихся в работе;
8. состав, время коммутаций неуправляемых и режимы работы регулируемых фильтрокомпенсирующих и фильтра-симметрирующих устройств;
9. для участков сети с реверсивными перетоками активной мощности — время изменения направления перетока мощности и расположение точек потокоразделов.

Влияние перечисленных факторов на качество электроэнергии в точке контроля зависит от структуры и параметров электрической сети, расположения и режимов работы источников генерации и искажающих и не искажающих нагрузок.

В настоящее время технология анализа качества электрической энергии в разветвленной электрической сети по данным непрерывного мониторинга ПКЭ представляет собой слабо формализованную инженерную задачу.

ПРЕДЛОЖЕНИЯ ПО СОСТАВУ ИЗМЕРЯЕМЫХ ПАРАМЕТРОВ ПРИ НЕПРЕРЫВНОМ МОНИТОРИНГЕ КЭ

Для выявления причин снижения качества электроэнергии на границах между электросетевыми компаниями и потребителями недостаточно измерений показателей, установленных в [2]. Исходя из практического опыта выполнения работ по мониторингу и анализу КЭ в электрических сетях, может быть рекомендован состав показателей КЭ и параметров режима, которые необходимо измерять для выявления причин снижения КЭ и разработки мероприятий по его повышению. Они представлены в таблицах 2 и 3. В таблице 2 приведены показатели качества электроэнергии, установленные в [2] для оценки продолжительных изменений характеристик напряжения, и параметры, характеризующие случайные события, также в соответствии с [2].

Контроль за ПКЭ позволяет оценить их соответствие нормативным требованиям [2], а также их зависимость 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 несимметрию напряжений. Некоторые из подобных методических подходов описаны в [7–9].

ВЫБОР ПУНКТОВ ИЗМЕРЕНИЙ ПРИ СОЗДАНИИ СТАЦИОНАРНЫХ СИСТЕМ МОНИТОРИНГА КЭ

Оптимизация числа средств измерений и мест их установки при создании систем непрерывного мониторинга КЭ позволяет существенно сократить затраты. Ниже представлены предложения по выбору пунктов измерений, подготовленные на основе опыта проведения многочисленных периодических измерений ПКЭ, а также опыта создания систем непрерывного мониторинга КЭ в распределительных и магистральных электрических сетях разных напряжений [10–14].

1. Пункты измерений в распределительной сети.Для проведения измерений на участке распределительной сети целесообразно устанавливать СИ в следующих пунктах:
   • cо стороны основного центра питания — во вводе 6–35 кВ питающего (автотрансформатора) трансформатора или во вводе фидера, питающего данный участок при нормальной схеме сети. В некоторых случаях это позволяет разделить влияние на КЭ самой распределительной сети и ее потребителей и влияние вышестоящей энергосистемы. Необходимо проводить измерения ПКЭ и параметров, приведенных в таблицах 2 и 3;
   • со стороны резервного центра питания — во вводе 6–35 кВ питающего (автотрансформатора) трансформатора или во вводе фидера, питающего данный участок при характерных ремонтных схемах сети. Необходимо проводить измерения ПКЭ и параметров, приведенных в таблицах 2 и 3;
   • в присоединениях наиболее мощных потребителей, которые потенциально являются источниками токов и напряжений гармоник и обратной последовательности. Для оценки степени влияния искажающих нагрузок на КЭ в сети необходимо проводить измерения ПКЭ и параметров, приведенных в таблицах 2 и 3. Если к электрической сети присоединено большое количество нелинейных и/или несимметричных нагрузок различных потребителей целесообразно выбирать пункты контроля таким образом, чтобы можно было оценить совокупное влияние нагрузок соответствующих контрагентов (без выделения вклада отдельных нагрузок). Для искажающего потребителя, подключенного к одним шинам питающей подстанции по нескольким присоединениям (или к двум и более шинам, работающим параллельно), целесообразно использовать одно СИ с соответствующим числом входов по току. Это позволит оценить результирующее влияние потребителя на КЭ в питающей сети, которое может быть меньше суммы вкладов от каждого присоединения отдельно, а также снизить стоимость измерительной системы;
   • на шинах, от которых питаются потребители, предъявляющие претензии к КЭ в электрической сети, но не являются искажающими, для оценки объективности претензий. В этих пунктах можно ограничиться контролем только ПКЭ, указанных в таблице 2;
   • в наиболее электрически удаленных узлах сети, до которых, как правило, потери напряжения от шин центра питания наибольшие, а также в которых наименьшие токи короткого замыкания.Описанный подход проиллюстрирован на примере фрагмента распределительной сети 6–35 кВ на рисунке 3. Его можно применить для построения системы мониторинга КЭ для фрагмента сети,включающего в себя сети нескольких классов напряжения.

2. Пункты измерений в магистральной сети. Для проведения измерений КЭ в магистральной сети целесообразно устанавливать СИ в следующих пунктах:
   • во вводах наиболее загруженных линий электропередачи, связывающих данный энергорайон и соседние энергосистемы (соседние энергорайоны), в составе нагрузок которых имеются мощные промышленные нелинейные и несимметричные потребители, что позволяет разделить влияние на КЭ анализируемой сети, потребителей и «соседей». Необходимо выполнять измерения ПКЭ и параметров, приведенных в таблицах 2 и 3;
   • в присоединениях наиболее мощных потребителей, которые потенциально являются источниками токов и напряжений гармоник и обратной последовательности. Для оценки степени влияния искажающих нагрузок на КЭ в сети необходимо проводить измерения ПКЭ и параметров, приведенных в таблицах 2 и 3;
   • во вводах среднего напряжения автотрансформаторов, питающих районы распределительных сетей, к которым присоединены как различные искажающие нагрузки, так и потребители, предъявляющие повышенные требования к КЭ. Необходимо проводить измерения ПКЭ и параметров, приведенных в таблицах 2 и 3;
   • на шинах, от которых питаются потребители, предъявляющие претензии к КЭ в электрической сети. В этих пунктах можно ограничиться контролем только ПКЭ, указанных в таблице 2;
   • на отдельных шинах протяженных транзитных электропередач, на которых регулярно (ежесуточно) проходит потокораздел активной мощности. Это позволяет зафиксировать влияние режимов работы энергосистемы и соответствующих потокораспределений мощности на КЭ в узлах сети. В этих пунктах можно ограничиться измерением только ПКЭ, приведенных в таблице 2;
   • в конце слабо загруженных протяженных радиальных линий электропередачи, на которых возможны резонансные перенапряжения на частотах гармоник в нормальных или ремонтных схемах сети. В этих пунктах можно ограничиться измерением 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 пункты измерений, расположенные ближе к узлам присоединения средств компенсации реактивной мощности, которые могут оказывать существенное влияние на уровни гармоник в сетях 220 кВ и ниже. К ним относятся батареи конденсаторов, управляемые шунтирующие реакторы и статические тиристорные компенсаторы.

   Выше были изложены представления авторов статьи по решению некоторых проблем при создании автоматизированных систем непрерывного мониторинга КЭ, сформулированные на основе их собственного опыта работы. В нашей стране публикации, посвященные мониторингу КЭ, время от времени 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 многочисленные приборы для измерений ПКЭ, но и примеры разработки автоматизированных систем. Здесь правомерно также вспомнить об актуальнейшей проблеме создания интеллектуальных электроэнергетических систем, генеральная цель которых — КЭ и надежность электроснабжения потребителей, которую невозможно достичь без непрерывного контроля. Вопрос, как говорится, созрел не только с точки зрения потребителей, но и сетевых компаний. Остается добавить, что российская электроэнергетика в создании систем мониторинга КЭ значительно отстает от зарубежной. Вопросами мониторинга КЭ за рубежом занимаются уже давно, рассматривая различные аспекты, в том числе законодательно-правовые, нормативные и финансовые проблемы, использование полученной информации и многие другие [15–19]. Ниже представлены некоторые рекомендации по созданию автоматизированных систем непрерывного 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 напряжения» [20], поэтому дальше используется последний 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 действующие системы мониторинга КН напряжения на непрерывной основе в одной и более точках. В последнее время количество приборов контроля, эксплуатируемых в распределительных и магистральных сетях, значительно выросло. В документе на основе информации, 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 искажений от пользователей сети с уровнем эмиссии, установленным стандартом или местными правилами;
3. мониторинг характеристик системы в целом для получения сведений о средних характеристиках сети, тенденциях во всей сети и на конкретных участках, уровнях напряжений, типах сети и конкретных точек, влиянии распределенной генерации и новых типах потребителей для планирования развития сети и присоединения новых потребителей;
4. мониторинг конкретных участков сети в случае жалоб пользователей сетей, а также по требованиям новых потребителей, желающих знать КН до присоединения к сети и при заключении контрактов по КН;
5. обеспечение сетевых компаний информацией о КН для разработки мер по исправлению его качества;
6. использование результатов контроля за соблюдением 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 распределенной генерации, новых типов нагрузок, последствия воздействий которых на КН трудно предвидеть;
8. использование информации для исследований:
   • корреляции между измеренными данными и структурой и характеристиками сети, характеристиками нагрузок, распределенной генерацией;
   • влияния на КН будущих изменений сети, таких как ячеистая структура, изолированные распределительные сети, питаемые только распределенной генерацией и т.д.;
   • стоимости плохого КН и его влияния на срок службы оборудования и установок.

В [19] также указывается, что непрерывный мониторинг будет давать более полное представление о КН в каждом месте, будет способен обеспечить информацией о сезонных изменениях, провалах напряжения, перенапряжениях и других относительно редких событиях. Данных, полученных при мониторинге, должно быть достаточно для реагирования на жалобы по поводу КН без проведения дополнительных измерений, что позволит быстрее реагировать на жалобы, лучше коррелировать жалобы с уровнем нарушений и исследовать КН в конкретный момент, например, при неправильной работе оборудования. Информация о КН, полученная в результате мониторинга и сохраненная в базе данных, может быть использована для информирования потребителя перед его присоединением к сети для того, чтобы он мог выбрать точку сети с подходящим для него КН, чтобы он в случае потенциальной опасности повреждения оборудования по причине КН мог заранее разработать меры защиты.

В рыночных условиях потребители, пользователи сетей и сетевые операторы могут подписывать контракты КН или соглашения. Вместе с постоянным мониторингом КН контракты являются дополнительной гарантией для потребителей с чувствительным оборудованием и страховкой. Контракт на КН может включать для потребителя допустимые пределы эмиссии искажений, а также непрерывный мониторинг КН.

В [19] рассматривается вопрос финансирования создания автоматизированных систем непрерывного мониторинга КН. В качестве наиболее подходящего источника рассматривается тариф сети. Отмечается, что стоимость мониторинга КН составляет малую долю общих затрат, расходуемых на эксплуатацию электрических сетей, что выгоды, получаемые от применения результатов мониторинга, перевешивают все затраты.

ВЫВОДЫ

1. В настоящее время контроль КЭ для электросетевых компаний во многих случаях является обязательной задачей, решение которой требует привлечения немалых ресурсов
2. Разработка автоматизированных средств измерений и изменение подхода к взаимодействию потребителей и сетевых компаний в части КЭ ведут к созданию автоматизированных систем непрерывного мониторинга КЭ, которые станут основой для разработки и реализации эффективных и оптимальных мероприятий по обеспечению КЭ. Для этого необходимо нормативно закрепить возможность создания систем мониторинга КЭ на границах между сетевыми компаниями и потребителями по инициативе любой из сторон с финансированием затрат со стороны инициатора. Результаты измерений ПКЭ, полученные от данных систем, должны приниматься сторонами в качестве легитимной информации для дальнейшего взаимодействия по вопросам КЭ.
3. В статье предложены организационные и технические мероприятия по повышению качества электроэнергии на основе результатов непрерывного мониторинга, которые целесообразно учитывать при оценке затрат и эффекта от создания систем контроля КЭ.
4. Предложения по составу измеряемых ПКЭ и характеристик, установленных ГОСТ 321442013, и дополнительных параметров, необходимых для анализа, а также пунктам измерений могут быть учтены электросетевыми компаниями при создании систем непрерывного мониторинга качества электроэнергии.

Оригинал статьи: Мониторинг качества электроэнергии в электрических сетях. Для кого, зачем и как?