Контакты

664050 РФ, Иркутская область, г. Иркутск, ул. Байкальская, 239, кор. 26 А 
 
Для писем: 664075, Иркутск, а/я 3857
 
Телефон/факс: 
(395-2) 225-303 - приемная
 
 
Написать нам письмо            
 

Анализ работы по обеспечению качества электрической энергии и управления им в сетевых организациях по результатам обязательной сертификации электрической энергии.

     Никифорова В.Н., заместитель генерального директора ООО «Научный центр ЛИНВИТ»

   Постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 1997 г. № 1013 и Постановлением Правительства Российской Федерации от 29 апреля 2002 г. № 287 электрическая энергия включена в Перечень товаров, подлежащих обязательной сертификации.

     Как известно, обязательная сертификация электрической энергии в Российской Федерации введена на основании статьи 7 Федерального закона «О защите прав потребителей» и распространяется исключительно на электрическую энергию, заказываемую, приобретаемую или используемую гражданами для личных, семейных, домашних или иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской деятельности.
При сертификации электрической энергии (ЭЭ), подаваемой бытовым потребителям, должно быть подтверждено соответствие ЭЭ требованиям к ее качеству, установленным в ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества ЭЭ в системах электроснабжения общего назначения».
     Очевидно, что выполнение требований стандарта зависит в первую очередь от технического состояния распределительных электрических сетей напряжением 6-10 и 0,38 кВ и от того, насколько действенна в энергокомпаниях система управления качеством поставляемой потребителям ЭЭ.
     В соответствии с Правилами по сертификации, действующими в Системе сертификации электрооборудования и электрической энергии (ССЭ), порядок действий Органа по сертификации электрической энергии (ОС ЭЭ) можно определить следующими основными этапами:
1. Проверка документации по организационной и методической подготовленности Заявителя к управлению качеством электрической энергии (КЭ).
2. Проверка расчетов, проведенных Заявителем, по определению контрольных пунктов для периодических испытаний и допускаемых значений в пунктах контроля.
3. Проверка результатов периодических испытаний ЭЭ, проведенных Заявителем.
4. Отбор электрических сетей и выбор пунктов контроля КЭ для проведения сертификационных испытаний.
5. Проведение сертификационных испытаний и анализ протоколов.
6. Анализ состояния производственной системы энергокомпании.
    Для выполнения этих этапов ОС ЭЭ, в соответствии с договором на сертификацию, обязывает Заявителя представить:
• организационную структуру энергокомпании и комплект внутренних нормативных документов по управлению КЭ;
• схемы распределительных сетей 6-10/0,38 кВ и центров питания (ЦП);
• нагрузки ЦП и сетевых трансформаторов 6-10/0,4 кВ для двух годовых характерных режимов;
• результаты расчета потерь напряжения в распределительных сетях, заявленных на сертификацию, с выбором контрольных пунктов (КП) и диапазонов установившегося отклонения напряжения в них;
• протоколы периодических испытаний ЭЭ в этих сетях. 
    Экспертиза полученных от Заявителя данных позволяет ОС ЭЭ произвести:
• предварительную оценку состояния с управлением качеством ЭЭ в организации Заявителя;
• оценку технического состояния каждой заявленной на сертификацию ЭЭ электрической сети, присоединенной к центру питания (ПС 35-110 кВ), с точки зрения возможности выполнения требований ГОСТ 13109-97 в отношении установившегося отклонения напряжения;
• предварительную оценку выполнения требований ГОСТ 13109-97 в отношении двух сертифицируемых показателей качества ЭЭ, а именно отклонения частоты и установившегося отклонения напряжения.
Проведенный ОС ЭЭ анализ полученных от Заявителя данных, а также результаты сертификационных испытаний и проверки системы управления КЭ в организации составляют основу для принятия окончательного решения по результатам сертификации ЭЭ.
      В настоящей статье представлен анализ результатов сертификации ЭЭ, проведенный ОС «НЦ ЛИНВИТ», применительно к техническому состоянию электрических сетей и подготовленности к управлению качеством ЭЭ отдельно для региональных сетевых компаний (АО-энерго) и территориальных сетевых компаний (сетевые компании муниципальных образований). Обоснованность такого подхода связана со значительной разницей в техническом состоянии электрических сетей региональных и территориальных сетевых компаний, в их техническом оснащении и подготовленности к управлению качеством электрической энергии.
Результаты показывают, что одним из основных препятствий для выполнения требований ГОСТ 13109-97 в отношении установившегося отклонения напряжения является техническое состояние распределительных электрических сетей напряжением 0,38 кВ, оцениваемое по потерям напряжения в этих сетях (ΔUнн).
Практика показывает, что при превалировании в составе электрических сетей напряжением 0,38 кВ кабельных линий, потери напряжения, как правило, не превышают 7%, что свидетельствует о потенциальной возможности поддержания напряжения на выводах электроприемников в пределах +10 %. Если же преимущественно используются воздушные линии электропередачи, то более 30% электрических сетей имеют потери напряжения, превышающие 7%, что свидетельствует о практической невозможности гарантировать поддержание напряжения на выводах электроприемников в пределах +10 %.
      Проведение расчетов потерь напряжения для оценки технического состояния электрических сетей связано с рядом проблем.
      Главная проблема – информационная, обусловленная отсутствием в ряде случаев достоверной информации о нагрузках и параметрах электрической сети, а также отсутствием обмена оперативной информацией между энергоснабжающими организациями, задействованными в одной цепочке передачи ЭЭ до потребителя.
Значительные трудности появляются при сборе и анализе достоверности информации о нагрузках в элементах распределительной сети. Исходной информацией для расчета потерь напряжения и выбора параметров регулирования являются данные о нагрузках в ЦП и на сетевых трансформаторных подстанциях (ТП) как минимум в двух режимах: наибольших и наименьших суточных нагрузок ЦП в характерном годовом периоде времени.
Для определения наибольших и наименьших суточных нагрузок данного ЦП необходимо располагать суточными графиками нагрузки ЦП, на основании которых определяются интервалы времени наибольших и наименьших суточных нагрузок ЦП. Как правило, Заявитель предоставляет суточные почасовые графики нагрузок по фидерам 6-10 кВ в центрах питания, построенные на основании результатов последних режимных дней в энергосистеме, проводимых в июне или декабре.
      На рисунке 1 представлен график нагрузки ЦП в зимний период, к которому присоединены распределительные сети, питающие потребителей крупного промышленного города. Очевидно, что максимум нагрузки ЦП приходится на интервал времени с 06-00 до 22-00, минимальные нагрузки относятся к интервалу с 22-00 до 06-00. Как правило, график нагрузки подобного ЦП в летнее время не будет принципиально отличаться от зимнего.
Для крупных ЦП, на которых присутствует оперативный персонал, сбор информации для построения графиков нагрузки за режимные дни не вызывает затруднений.
Иначе обстоит дело с небольшими подстанциями, на которых нет постоянного оперативного персонала и даже в режимный день оперативно-выездная бригада наведывается на эту подстанцию всего 3-4 раза за сутки. Построить график нагрузки ЦП по четырем значениям невозможно, поэтому в большинстве случаев Заявитель предоставляет типовой график нагрузки для крупной подстанции. Недостоверность подобной исходной информации может привести к неправильным выводам по результатам сертификации, например, о несоответствии ЭЭ требованиям стандарта.
       В качестве примера на рисунке 2 представлен график нагрузки ЦП, расположенного в сельской местности с «негазифицированными» бытовыми потребителями, которые в холодное время года для отопления включают на ночь электрическое оборудование (котлы, обогреватели и т.д.). Максимум нагрузки такого ЦП для зимнего периода приходится на интервалы времени с 00-00 до 09-30 и с 18-00 до 00-00. График нагрузки подобного ЦП для летнего периода будет принципиально отличаться от зимнего интервалами времени максимальных и минимальных нагрузок.
    Рис. 1                                                                                            Рис.2




       Нагрузки сетевых трансформаторов 6-10/0,4 кВ, в лучшем случае, измеряются два раза в год. При этом момент измерения нагрузки может не совпасть с интервалом времени наибольших нагрузок ЦП, что не позволяет определить с достаточной достоверностью необходимую для выбора параметров регулирования информацию, т.е. нагрузку сетевых трансформаторов в режимах наибольших и наименьших нагрузок ЦП. Для приведения нагрузок к единым временным сечениям должны быть использованы типовые графики нагрузок. Однако, официальные данные, используемые при расчете потерь напряжения, опубликованные в справочном издании «Электрические сети жилых и общественных зданий» (Тульчин И.К., Нудлер Г.И.,1983 г.) – устарели и не отражают реального графика нагрузки.
       На рисунке 3 приведен пример из справочника, а на рисунке 4 изображен типовой график нагрузки аналогичного бытового потребителя, построенный в 2005 году.

      Рис.3                                                                                                                                              Рис. 4


       Очевидно, что за последние 20 лет вклад бытовых потребителей в общую нагрузку энергосистемы значительно увеличился, пики утренних и вечерних максимумов нагрузки стали более продолжительными по времени и значительными по нагрузке.
      Вторая составляющая «информационного голода» - отсутствие взаимодействия между ТСК и РСК на уровне обмена технической и оперативной информацией. Большинство Заявителей от ТСК затрудняются поэтому предоставить (как в электронном виде, так и на бумаге) нормальные оперативные схемы ЦП, принадлежащих вышестоящей сетевой компании, с указанием количества трансформаторов и секций шин, с распределением присоединений по секциям, с указанием нормально включенных коммутационных аппаратов в этом ЦП.
      Более того, иногда Заявитель даже представления не имеет, сколько силовых трансформаторов на подстанции, принадлежащей вышестоящей электросетевой организации, питают его распределительные сети по нормальной схеме (иначе говоря, объединены секции шин 6-10 кВ или нет). Аналогичная ситуация складывается в случае, когда в ЦП стоит трехобмоточный трансформатор (например, напряжением 110/10/6 кВ) и закон регулирования напряжения в этом ЦП может задаваться уставками автоматического регулирования напряжения (АРН) только на стороне одной обмотки трансформатора (или 6, или 10 кВ).
Между тем для устранения этой неопределенности достаточно решить некоторые организационные вопросы, используя минимальные финансовые и кадровые ресурсы.
       Как уже было сказано выше, по результатам периодического контроля качества ЭЭ, которые Заявитель предоставляет вместе с исходной информацией, ОС ЭЭ проводит предварительную оценку способности сетевой организации поддерживать в электрической сети такой режим напряжения, чтобы обеспечить выполнение требований ГОСТ 13109-97 на выводах электроприемников.
       Анализ протоколов периодических испытаний свидетельствует, что в большинстве случаев значительное превышение нормально допускаемых значений установившегося отклонения напряжения обусловлено несоответствием настройки сети и выбранным в результате расчетов потерь напряжения положениям анцапф трансформаторов 6-10/0,4 кВ. Кроме того, в большинстве ЦП отсутствует встречное регулирование. Решение этого вопроса, как правило, требует минимальных организационных мероприятий. 
      К сожалению, до сих пор в электросетевых компаниях не проводится анализ существующего положения с несимметрично загруженными трансформаторами на ТП и вопрос оптимального распределения нагрузок по фазам возникает только в случае предстоящих сертификационных испытаний. Проблема несимметрично загруженных трансформаторов должна решаться как организационными (в случае систематической несимметрии), так и техническими мероприятиями (если несимметрия случайна). 
      Практика показывает, что наибольшие проблемы с обеспечением качества поставляемой ЭЭ бытовым потребителям возникают в распределительных электрических сетях состоящих, преимущественно, из протяженных воздушных линий (как в сети НН, так и в сети СН).
Статистика по результатам периодического контроля демонстрирует, что 90 % электрической энергии, поставляемой бытовым потребителям из распределительных электрических сетей, по отклонению напряжения не соответствует нормально допускаемым значениям.
      Необходимо отметить, что объективный анализ результатов периодических испытаний энергокомпании нередко затруднен или даже невозможен по ряду причин:
o количество задействованных приборов недостаточно для обеспечения единовременности периодических испытаний в одной распределительной сети;
o отсутствуют данные о регистрации климатических условий в пунктах контроля;
o отсутствуют сведения о классе точности и поверке трансформаторов напряжения в ЦП;
o некорректно выбраны уставки средств измерения (СИ) по нормально и предельно допускаемым отклонениям напряжения (используются значения, указанные в ГОСТ 131090-97 для выводов приемников электрической энергии).
      Следующим этапом в процедуре сертификации ЭЭ являются сертификационные испытания, которые проводятся после устранения несоответствий, выявленных при анализе протоколов периодических испытаний. Выбор КП для проведения сертификационных испытаний, нормально и предельно допустимые отклонения напряжений для режимов максимальных и минимальных нагрузок ЦП осуществляет ОС ЭЭ. К сожалению, практика предварительного согласования с Заявителем выбора КП для проведения сертификационных испытаний показала, что устранение выявленных в ходе работы ОС ЭЭ несоответствий происходит только в указанных КП. При случайной замене контрольного пункта (например, по метеоусловиям или из-за отсутствия возможности подъезда к ТП), результаты сертификационных испытаний, как правило, получаются отрицательными. Для исключения подобных ситуаций письмом Федерального агенства по техническому регулированию и метрологии (ФАТРМ) №130-19/787 от 15.03.2007 г. предписано согласовывать с Заявителем заранее только выбор электрической сети (т.е. ЦП), а остальные КП выбирать уже накануне проведения сертификационных испытаний.
Это заставит Заявителей обеспечивать мероприятия по поддержанию требуемых уровней напряжения во всей электрической сети, а не двух-трех ТП, выбранных в качестве контрольных пунктов.
При проведении сертификационных испытаний одной из серьезных проблем для испытательных лабораторий является отсутствие поверенных измерительных трансформаторах напряжения в центрах питания. Эта проблема особенно остро стоит для ТСК. Для решения этой проблемы ОС ЭЭ заблаговременно предупреждает Заявителя об электрической сети, в которой будут проводиться сертификационные испытания, что позволяет Заявителю обеспечить поверку измерительного трансформатора.
      На последнем этапе процедуры сертификации ОС ЭЭ проводит анализ производственной системы энергоснабжающей организации и составляет соответствующий Акт.
На этом этапе Заявитель обязан предоставить План мероприятий, направленных на устранение недостатков, выявленных в ходе проведения сертификации ЭЭ.
      Сертификат соответствия ЭЭ требованиям ГОСТ 13109-97 (пп.5.2, 5.6) выдается Заявителю в случае, когда ОС ЭЭ делает заключение, что:
o результаты сертификационных испытаний свидетельствуют о выполнении требований ГОСТ 13109-97 в отношении сертифицируемых показателей качества ЭЭ;
o наличие системы управления качеством ЭЭ у Заявителя дает возможность гарантировать стабильность качества ЭЭ, подаваемой бытовым потребителям в течение срока действия сертификата соответствия.
      При этом возможны следующие варианты:
o результаты сертификационных испытаний свидетельствуют о значительном запасе между фактическими и предельно допускаемыми значениями установившегося отклонения напряжения;
o запас между фактическими и предельно допускаемыми значениями практически отсутствует.
В первом случае ОС ЭЭ вправе назначить срок первой инспекционной проверки через год после проведения сертификации ЭЭ, т.к. влияние различных факторов (динамика и неравномерность нагрузок по фазам, регулирование в центре питания и другие факторы) будет скомпенсировано наличием существенного запаса.
При отсутствии запаса целесообразно провести первую инспекционную проверку раньше, т.к. ОС ЭЭ не может быть уверен в том, что система управления качеством ЭЭ в организации способна скомпенсировать влияние всех вышеперечисленных факторов, чтобы обеспечить выполнение требований стандарта.
    Выводы 
1. Сертификация ЭЭ, проводимая в распределительных электрических сетях, позволяет оценить фактическое техническое состояние этих электрических сетей, выявить характерные проблемы для электросетевых компаний разного уровня, возникающие при решении задач по управлению качеством ЭЭ, поставляемой бытовым потребителям.
2. Анализ соответствия качества ЭЭ требованиям ГОСТ 13109-97 (п.5.2) на текущий момент показал, что выполнение этих требований в отношении нормально допускаемых значений (+ 5 % на выводах электроприемников) осуществить практически невозможно для абсолютного большинства всех распределительных электрических сетей.
3. Внесение изменения в номенклатуру продукции, подлежащей обязательной сертификации, утвержденной постановлением Госстандарта РФ от 14.08.01, № 74, разрешающего проведение обязательной сертификации ЭЭ по предельно допускаемым значениям установившегося отклонения напряжения, позволит расширить возможности электросетевых компаний по управлению качеством ЭЭ, не снижая при этом уровня безопасности для бытовых потребителей.
4. Для уменьшения погрешностей в расчетах потерь напряжения в распределительных сетях, питающих бытовых потребителей, сетевые компании должны производить сбор и обработку данных по графикам нагрузок. Типовые графики нагрузок, используемые в настоящее время, требуют обновления с учетом существенно возросшего в последние годы вклада электрооборудования бытовых потребителей в общую нагрузку.
5. Поддержание необходимых уровней напряжения у потребителей в значительной мере зависит от взаимодействия технологически связанных сетевых компаний, например, РСК и ТСК. Это взаимодействие должно быть оформлено в договоре на оказание услуг по передаче электрической энергии, который должен в соответствии с Постановлением Правительства от 21 марта 2007 г. №168 заключаться между сетевыми компаниями. В договоре должны устанавливаться требования к уровням напряжения, которые должны поддерживаться вышестоящей сетевой компанией на входе в нижестоящую сетевую компанию, и предусматриваться ответственность вышестоящей сетевой компании за подачу в сеть нижестоящей сетевой компании электроэнергии, не соответствующей договорным условиям.