"Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии. РД 153-34.0-15.502-2002. ФР.1.34.2003.00822"
Утверждаю
Заместитель руководителя
Госэнергонадзора
В.Н.БЕЛОУСОВ
15 июля 2002 года
Согласовано
Директор ВНИИМСа
А.И.АСТАШЕНКОВ
Срок действия установлен
с 1 августа 2002 года
до 1 августа 2006 года
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
ПО КОНТРОЛЮ И АНАЛИЗУ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ
ЧАСТЬ 2. АНАЛИЗ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
РД 153-34.0-15.502-2002
ФР.1.34.2003.00822
Разработаны Научно-методическим центром ООО "Научный центр ЛИНВИТ".
Настоящий документ РД 153-34.0-15.502-2002 "Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 2. Анализ качества электрической энергии" устанавливает методы анализа качества электрической энергии, применяемые при выявлении причин несоответствия требованиям ГОСТ 13109-97, а также порядок проведения работ при анализе качества электрической энергии, в том числе - операции выполнения измерений, обработки и представления результатов измерений.
Настоящий документ зарегистрирован в Федеральном реестре методик выполнения измерений N ФР.1.34.2003.00.822.
Данная часть методических указаний предназначена для применения организациями, занимающимися вопросами анализа качества электрической энергии.
С введением в действие настоящего документа утрачивает силу на территории Российской Федерации Дополнение N 1 к РД 34.15.501-88 "Методика контроля и анализа качества электрической энергии в электрических сетях общего назначения" (Москва, Екатеринбург, 1995 г.).
1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ
1.1. Настоящая часть Методических указаний по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения (далее - Указания) устанавливает методы анализа качества электрической энергии (КЭ) и методики измерений показателей КЭ в системах электроснабжения общего назначения однофазного и трехфазного переменного тока частотой 50 Гц, с целью выявления причин несоответствия установленным требованиям к КЭ.
Положения, изложенные в настоящем документе, распространяются на следующие показатели качества электрической энергии (ПКЭ):
- установившееся отклонение напряжения;
- коэффициент n-ой гармонической составляющей напряжения;
- коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения;
- коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;
- коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности;
- отклонение частоты.
1.2. Настоящая часть Методических указаний предназначена для применения организациями, занимающимися вопросами анализа качества электрической энергии.
2. НОРМАТИВНЫЕ ССЫЛКИ
В Указаниях использованы ссылки на следующие нормативные документы:
[1] ГОСТ 13109-97 "Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения".
[2] РД 153-34.0-15.501-00 "Методические указания по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. Часть 1. Контроль качества электрической энергии".
[3] ГОСТ Р 8.563-96 ГСИ "Методики выполнения измерений".
[4] РМГ 29-99. ГСИ "Метрология. Основные термины и определения".
[5] ГОСТ 16504-81 СГИП "Испытания и контроль качества продукции. Основные термины и определения".
[6] ГОСТ 22261-94 "Средства измерений электрических и магнитных величин".
[7] РД 153-34.0-03.150-00 "Межотраслевые правила по охране труда (правила безопасности) при эксплуатации электроустановок".
3. ОПРЕДЕЛЕНИЯ, СОКРАЩЕНИЯ И ОБОЗНАЧЕНИЯ
3.1. В настоящих Указаниях применяют следующие термины и определения:
- анализ КЭ - выявление причин несоответствия показателей КЭ установленным требованиям;
- входной контроль КЭ (для энергоснабжающей организации) - контроль показателей КЭ в точке поставки электрической энергии (ЭЭ) от вышестоящей энергоснабжающей организации;
- допустимый вклад - значения показателей КЭ, установленные в договоре энергоснабжения или в технических условиях на присоединение и определяющие допустимое влияние искажающих электроприемников потребителя на КЭ в точке общего присоединения или в точке коммерческого контроля;
- искажающий электроприемник - приемник электрической энергии с нелинейной электрической характеристикой или с несимметричным или колебательным режимом работы, подключение которого к сети приводит или может привести к несинусоидальности, колебаниям напряжения или несимметрии трехфазной системы напряжений в электрической сети;
- контроль КЭ - проверка соответствия показателей КЭ установленным требованиям;
- корректирующее мероприятие - мероприятие, предпринятое для устранения причин существующего несоответствия и предотвращения их повторного возникновения;
- несоответствие - отличие одного или нескольких показателей КЭ от установленных в нормативных документах требований;
- периодический контроль КЭ - контроль, осуществляемый в целях управления КЭ, при котором поступление информации о контролируемых показателях и их оценка происходит периодически с интервалами, определяемыми организацией, осуществляющей контроль КЭ, но в пределах, установленных ГОСТ 13109-97;
- потенциальное несоответствие - несоответствие показателей КЭ установленным требованиям, возникновение которого возможно через некоторый промежуток времени или при определенных условиях;
- предупреждающее мероприятие - мероприятие, предпринятое для устранения возможных причин потенциального несоответствия и предотвращения его возникновения;
- пункт контроля КЭ - пункт электрической сети, в котором проводят измерение показателей КЭ при контроле качества ЭЭ.
В качестве пункта контроля КЭ может быть использована точка общего присоединения, граница раздела балансовой принадлежности, выводы приемников электрической энергии, а также другие точки электрической сети, в том числе выбранные по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем;
- разрешенная мощность (потребителя) - наибольшая полная мощность электроустановок потребителя, разрешенная для присоединения к сети энергоснабжающей организации.
Разрешенная мощность устанавливается в технических условиях на присоединение, выдаваемых потребителю;
- распределительная электрическая сеть - электрическая сеть, присоединенная к центру питания, обеспечивающая распределение между потребителями или передачу ЭЭ организациям, заключающим договоры энергоснабжения с потребителями;
- технологический контроль КЭ - контроль КЭ с длительностью и (или) погрешностью измерений, которые могут отличаться от требований ГОСТ 13109-97;
- точка общего присоединения - электрически ближайшая к рассматриваемому потребителю ЭЭ точка электрической сети энергоснабжающей организации, к которой присоединены или могут быть присоединены другие потребители ЭЭ;
- точка коммерческого контроля КЭ - точка общего присоединения, граница балансовой принадлежности или другая точка электрической сети, принятая по согласованию между энергоснабжающей организацией и потребителем в качестве точки сети, в которой при наличии претензий какой-либо из сторон договора будет производиться проверка соблюдения договорных условий по КЭ и расчеты за их нарушение;
- установленные требования к КЭ - требования к КЭ, установленные в законах, регламентах, нормативных документах, договорах энергоснабжения, технических условиях на присоединение, а также в иных документах;
- фактический вклад - измеренные в точке общего присоединения или в точке коммерческого контроля значения показателей КЭ, характеризующие фактическое влияние искажающих электроприемников рассматриваемого потребителя на КЭ в этой точке;
- центр питания - распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или вторичного напряжения (6 кВ и выше) подстанции энергоснабжающей организации, к которому присоединены электрические сети данного района (региона) по месторасположению рассматриваемых потребителей.
Центр питания и присоединенные к нему электрические сети могут принадлежать разным энергоснабжающим организациям.
3.2. В настоящих Указаниях приняты следующие сокращения:
АРН - автоматический регулятор напряжения;
АСДУ - автоматизированная система диспетчерского управления;
АСКУЭ - автоматизированная система коммерческого учета электроэнергии;
ДВ - допустимый вклад;
ДЭ - договор энергоснабжения;
КЭ - качество электрической энергии;
КБ - конденсаторная батарея;
ПКЭ - показатель качества электрической энергии;
РПН - трансформатор с регулированием напряжения под нагрузкой;
ТКЭ - точка коммерческого контроля КЭ;
ТН - измерительный трансформатор напряжения;
ТОП - точка общего присоединения;
ТТ - измерительный трансформатор тока;
ТУ - технические условия на присоединение;
ФВ - фактический вклад;
ЦП - центр питания;
ЭП - электроприемник;
ЭСО - энергоснабжающая организация;
ЭЭ - электрическая энергия.
3.4. В настоящих Указаниях, если не отмечено иное, соответствующие обозначения установлены для действующих значений напряжения и тока, а также гармонических и иных составляющих этих величин (см. также 3.3).
4. МЕТОДЫ АНАЛИЗА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
4.1. Общие положения
4.1.1. Анализ качества электрической энергии проводят при наличии претензий или замечаний от потребителей, а также в случае выявления существующих или потенциальных несоответствий по результатам:
- входного контроля КЭ;
- периодического контроля КЭ;
- технологического контроля КЭ, проводимого энергоснабжающей организацией (ЭСО) в питающих и распределительных электрических сетях;
- испытаний ЭЭ органами государственного надзора;
- сертификационных испытаний ЭЭ и испытаний при инспекционном надзоре за сертифицированной ЭЭ.
4.1.2. Для анализа причин потенциальных несоответствий дополнительно могут быть использованы источники информации:
- проектная документация и технические условия на проектирование новых источников ЭЭ и на развитие электрических сетей;
- данные о предполагаемых потребителях ЭЭ новых сетевых объектов;
- выданные технические условия и заключенные договоры энергоснабжения;
- расчеты режимов работы электрических сетей, в том числе с нагрузками искажающих потребителей для нормальных и ремонтных схем электроснабжения;
- результаты обследований выполнения правил технической эксплуатации;
- другие источники информации.
4.1.3. Анализ качества электрической энергии при нарушении требований к КЭ включает следующие операции:
- установление причин несоответствий;
- выявление объектов, режимы работы электрооборудования которых обусловили появление несоответствия в ТОП.
4.1.4. По результатам анализа принимают решения о корректирующих и (или) предупреждающих мероприятиях.
4.1.5. После проведения соответствующих мероприятий должна быть оценена их результативность.
Оценку выполняют на основе протоколов контроля КЭ, который должен быть проведен непосредственно после выполнения указанных мероприятий, а также, при необходимости, протоколов измерений с целью анализа КЭ.
Для оценки результативности принятых мер в течение определенного периода времени, например, в течение года, следует использовать результаты планового периодического контроля КЭ или данные, получаемые от автоматизированной системы диспетчерского управления (АСДУ).
4.2. Отклонение частоты
4.2.1. Основными причинами несоответствий по отклонению частоты ДЕЛЬТА f могут быть:
- отсутствие достаточного резерва мощности и пропускной способности элементов сети;
- ошибки в планировании диспетчерских графиков спроса и предложения в активной мощности, в подборе электростанций для размещения первичного резерва, в том числе - необходимого при аварийных нарушениях баланса мощности, в планировании дополнительных резервов пропускной способности линий для выдачи первичного резерва при внезапных нарушениях баланса;
- несвоевременность предоставления резерва мощности для его использования в режимах первичного, вторичного или третичного регулирования в соответствии с заданными системным оператором требованиями.
4.2.2. Выяснение причин несоответствия проводится на основе анализа информации, получаемой от АСДУ, в том числе:
- телеинформации (телеизмерений параметров режима в контрольных точках, телесигнализации состояния основного коммутационного оборудования и элементов вторичной коммутации на энергообъектах, команд телеуправления и телерегулирования и др.);
- данных суточной диспетчерской ведомости о балансах активной и реактивной мощности в контрольных точках;
- данных автоматизированной системы коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ);
- оперативно-технологической информации (данных о балансах электрической и тепловой энергии, запасах топлива, гидроресурсов, прогнозе нагрузок, информации о нарушении диспетчерского графика и др.).
4.3. Отклонение напряжения
4.3.2.4. В случае, когда соотношение (4.1) выполняется, то влиянием суммарной нагрузки потребителей, присоединенных к ТОП, на режим напряжения можно пренебречь.
4.3.2.5. Если соотношение (4.1) не выполняется, следует провести одновременный анализ протоколов измерений, полученных во всех характерных точках распределительной сети, с выявлением интервалов времени нарушения установленных требований, и выбрать возможные централизованные и местные способы и средства регулирования напряжения.
4.4. Несинусоидальность напряжения
4.4.3. Источником несинусоидальности напряжения в электрических сетях является электрооборудование и электроприемники с нелинейной вольт(вебер)-амперной характеристикой, к которым относят:
- преобразовательные установки различных видов (выпрямители, инверторы, частотные преобразователи, регуляторы напряжения, электроподвижной состав переменного и постоянного тока и т.д.);
- аппараты с электрической дугой или аппараты, использующие электрический разряд (дуговые печи, сварочные установки, люминесцентное освещение и т.д.);
- установки с магнитными цепями, работающими в режиме насыщения (трансформаторы, дроссели с сердечником и т.д.);
- вращающиеся машины (генераторы, двигатели).
4.4.4. Несинусоидальность напряжения в ТОП может создаваться как искажающими ЭП потребителей, непосредственно присоединенных к ТОП, так и оборудованием ЭСО, работающим в режимах, способствующих проявлению нелинейности их вольт-амперных характеристик (см. 4.4.3) или появлению резонансных режимов.
Кроме того, через электрическую сеть ЭСО на несинусоидальность напряжения в рассматриваемой ТОП могут оказывать влияние искажающие ЭП потребителей, присоединенных к другим точкам ЭСО.
Если k-ая линия питает несколько объектов, то расчеты по формулам (4.4) и (4.5) проводят для эквивалентного объекта, состав нагрузок которого является суммой нагрузок отдельных объектов с учетом типов конкретных ЭП.
4.4.5.5. Для определения фактического вклада, вносимого источником n-ой гармонической составляющей тока в искажение синусоидальности напряжения в ТОП на расчетном интервале времени, равном 24 ч, следует провести статистическую обработку результатов определения фактических вкладов, полученных на интервалах усреднения 3 с в соответствии с алгоритмом, установленным в [2, раздел 15].
Наибольшее значение фактического вклада и значение фактического вклада, соответствующее вероятности 95%, полученные в результате статистической обработки данных за каждые сутки, следует сравнить с соответствующими предельно допустимыми и нормально допустимыми значениями допустимого вклада, установленного для искажающих ЭП k-го объекта.
4.5. Несимметрия напряжений
4.5.2. Информацию о потенциальных несоответствиях получают из данных, указанных в п.п. 4.4.2, 4.1.2.
4.5.3. К источникам несимметрии напряжений и токов относят следующие:
- нетранспонированные линии электропередачи и неравномерно присоединенные однофазные бытовые нагрузки, создающие систематическую несимметрию напряжений;
- дуговые сталеплавильные печи, однофазные печи электрошлакового переплава, электроподвижной состав переменного тока, однофазные сварочные агрегаты, разновременно включающиеся по фазам бытовые нагрузки и др., создающие случайную несимметрию напряжений.
4.5.4. Несимметрия напряжений в ТОП может создаваться как искажающими ЭП потребителей, непосредственно присоединенных к ТОП, так и оборудованием ЭСО, работающим в режимах, способствующих появлению несимметрии напряжений в ТОП (см. п. 4.5.3).
Кроме того, через электрическую сеть ЭСО на несимметрию напряжений в рассматриваемой ТОП могут оказывать влияние искажающие ЭП потребителей, присоединенных к другим точкам этой электрической сети ЭСО.
Для выявления таких объектов следует воспользоваться классификацией объектов по методике, представленной в п.п. 4.4.5.2.1 и 4.4.5.2.2. При этом в числитель формулы (4.5) следует подставить установленную мощность несимметричных нагрузок.
4.5.5.4. Определение фактического вклада, вносимого источниками токов обратной последовательности каждого объекта на интервале усреднения, равном 3 с, проводится в соответствии с Приложением Б.
4.5.5.5. Для определения фактического вклада, вносимого источником тока обратной последовательности в искажение симметрии напряжений в ТОП на расчетном интервале времени, равном 24 ч, следует провести статистическую обработку результатов определения фактических вкладов, полученных на интервалах усреднения 3 с в соответствии с алгоритмом, установленным в [2, раздел 15].
Наибольшее значение фактического вклада и значение фактического вклада, соответствующее вероятности 95%, полученные в результате статистической обработки данных за каждые сутки, следует сравнить с соответствующими предельно допустимыми и нормально допустимыми значениями допустимого вклада, установленного для искажающих ЭП k-го объекта.
5. МЕТОДИКИ ВЫПОЛНЕНИЯ ИЗМЕРЕНИЙ
5.1. Требования к погрешности измерений
Измеряемые величины, применяемые при анализе КЭ, а также пределы и погрешности измерений этих величин (без учета коэффициентов трансформации и погрешности трансформаторов напряжения и тока) приведены в табл. 5.1.
Таблица 5.1
ИЗМЕРЯЕМЫЕ ВЕЛИЧИНЫ, ПРЕДЕЛЫ И ПОГРЕШНОСТИ ИЗМЕРЕНИЙ
5.2. Требования к средствам измерений
5.2.1. При испытаниях ЭЭ с целью анализа КЭ, а также при допуске в эксплуатацию искажающих электроустановок, должны использоваться средства измерений показателей качества электрической энергии, соответствующие требованиям, указанным в [2, раздел 8], и имеющие при измерении величин, используемых при анализе КЭ, метрологические характеристики не хуже приведенных в табл. 5.2.
Таблица 5.2
МЕТРОЛОГИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ СИ,
ПРИМЕНЯЕМЫХ ПРИ АНАЛИЗЕ КЭ
5.2.2. При проведении испытаний ЭЭ с целью рассмотрения причин претензий должны использоваться трансформаторы напряжения ТН и тока ТТ класса точности не хуже 0,5, поверенные в установленном порядке, с указанием в протоколах поверки значения погрешностей в зависимости от тока (для ТТ) или нагрузки (для ТН) вторичных цепей.
5.2.3. При проведении испытаний ЭЭ с целью определения технических условий или договорных условий с потребителем, а также при измерениях с целью разработки корректирующих и предупреждающих мероприятий допускается использовать средства измерений, погрешность которых не превышает установленную в табл. 5.2 для средств измерений, подключаемых непосредственно к электрическим сетям 220/380 В.
5.3. Метод измерений
5.3.1. При выполнении измерений используют метод непосредственной оценки ПКЭ и величин, перечисленных в табл. 5.1.
5.3.2. При измерениях с целью анализа КЭ в трехфазных четырехпроводных и однофазных электрических сетях следует измерять фазные напряжения и фазные токи, в трехфазных трехпроводных сетях - напряжения между фазными проводами и землей и фазные токи.
5.4. Требования безопасности
5.4.1. При анализе КЭ должны быть соблюдены требования безопасности, установленные в [2, раздел 10] и [7].
5.5. Требования к квалификации операторов
5.5.1. К выполнению измерений могут быть допущены лица, имеющие квалификацию в соответствии с Межотраслевыми правилами по технике безопасности.
5.5.2. Анализ результатов измерений и оформление протоколов должны производиться специалистами со средним специальным и высшим образованием в области управления режимами работы электрической сети.
5.6. Условия измерений
5.6.1. Измерения с целью анализа КЭ проводят в любых режимах работы систем электроснабжения за исключением аварийных режимов.
5.6.2. При измерениях обеспечивают выполнение рабочих условий применения используемых СИ.
5.7. Подготовка к измерениям
5.7.1. Перед началом измерений в электрических сетях выше 1000 В выполняют операции, установленные в [2, раздел 13].
5.8. Выполнение измерений
5.8.1. Выполнение измерений производят в соответствии с инструкцией по эксплуатации используемого СИ.
5.8.2. Климатические условия окружающей среды должны контролироваться средствами измерений с классом точности не хуже 2,0.
5.8.3. Продолжительность измерений с целью анализа - не менее 7 дней. По согласованию между сторонами (потребителями и ЭСО) допускается уменьшение общей продолжительности измерений, но не менее чем до 1 суток.
5.8.4. Перед завершением измерений проверяют выполнение требований по суммарному перерыву в измерениях, установленных в [2, пункт 6.1]. В случае невыполнения требований измерения повторяют.
5.9. Обработка результатов измерений
5.10. Оформление результатов измерений
Результаты измерений с целью анализа КЭ оформляются в виде "Протокола испытаний электрической энергии с целью анализа КЭ по следующим показателям _____" (далее - протокол).
5.10.1. В протоколе приводят следующие данные:
а) наименование и адрес испытательной лаборатории (организации или подразделения), проводившей измерения КЭ;
б) наименование и адрес организации (подразделения энергоснабжающей организации), являющейся заказчиком испытаний (измерений) КЭ;
в) наименование и адрес объекта испытаний (пункта контроля качества ЭЭ);
г) наименование и адрес (номер) центра питания, распределительного пункта, трансформаторной подстанции и т. д.;
д) цель испытаний (категория испытаний - арбитражные, претензионные и др.), наименование и номер нормативной документации (ГОСТ 13109-97) или договор энергоснабжения с указанием пунктов, устанавливающих допускаемые значения ПКЭ;
е) сроки проведения испытаний (год, месяц, число, время начала и окончания измерений);
ж) методика испытаний (нормативный документ, устанавливающий методы испытаний при анализе КЭ);
з) средства измерений:
- тип прибора для измерения необходимых для анализа характеристик КЭ, заводской номер, сведения о погрешностях, дата последней поверки, срок действия свидетельства о поверке;
- тип измерительного трансформатора напряжения (ТН), заводской номер, класс точности, сведения о погрешностях ТН, срок действия свидетельства о поверке;
- протокол измерения нагрузки ТН;
- тип измерительного трансформатора тока (ТТ), заводской номер, класс точности, сведения о погрешностях ТТ, срок действия свидетельства о поверке;
и) условия выполнения измерений:
- температура окружающего воздуха, °С;
- относительная влажность воздуха, %;
- атмосферное давление (мм рт. ст.) - только для сертификационных и арбитражных испытаний;
к) требования к показателям качества электроэнергии в пункте контроля;
л) заключение по результатам измерений с целью анализа КЭ (причина несоответствия, фактический вклад от каждого из субъектов и фактический вклад со стороны ЭСО, возможные мероприятия и др.).
В приложениях к протоколу приводятся результаты измерений необходимых характеристик КЭ в пункте контроля за каждые 24 ч, описание мер, предпринятых для поддержания необходимых условий измерений, а также дополнительные сведения, необходимость представления которых определяют испытательная организация и (или) заказчик.
Приложение А
МЕТОДЫ АНАЛИЗА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ
ПО УСТАНОВИВШЕМУСЯ ОТКЛОНЕНИЮ НАПРЯЖЕНИЯ
Рекомендуется следующий порядок установления причины несоответствия:
А.4.1. Проводят контроль КЭ одновременно на шинах 0,4 кВ трансформаторной подстанции 6 - 10/0,4 кВ и в ТКЭ с потребителем.
Если ширина фактического диапазона не превышает допустимый, но фактический диапазон смещен относительно допустимого так, что нарушаются установленные требования, то причиной несоответствия могут быть:
- неправильно выбранная отпайка трансформатора 6 - 10/0,4 кВ;
- неверно выбранные уставки РПН в ЦП;
- потери напряжения в сети 0,38 кВ, превышающие допустимые;
- неоднородность нагрузок потребителей, присоединенных к сети 220/380 В;
- постоянно включенная мощность конденсаторной батареи (КБ).
А.4.4. Поиск конкретной причины несоответствия проводят, используя последовательно все возможные корректирующие мероприятия, с учетом необходимости выполнения установленных требований у других потребителей распределительной электрической сети.
А.4.4.2. Если переключение регулировочного ответвления трансформатора не решает проблему устранения несоответствия, то могут быть рассмотрены мероприятия по изменению уставок по напряжению АРН и т.п. Для оценки возможности применения этих мероприятий следует располагать протоколами измерений в ЦП, провести прогнозирование изменения режима напряжения в том пункте и сопоставить прогнозируемый режим с допустимым.
А.4.4.3. Если мероприятия, указанные в п.п. А.4.4.1 и А.4.4.2, не позволяют устранить несоответствие, то следует рассмотреть возможность применения других средств местного регулирования напряжения, например, изменение постоянно включенной мощности конденсаторных батарей КБ, включение устройств вольтодобавки и др.
Выбор возможных мероприятий проводят в соответствии с рекомендациями, указанными в п.п. А.4.4.2 - А.4.4.4.
Приложение Б
МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ ФАКТИЧЕСКОГО
ВКЛАДА ОБЪЕКТА С ИСКАЖАЮЩИМИ ЭЛЕКТРОПРИЕМНИКАМИ
В УРОВЕНЬ НЕСИНУСОИДАЛЬНОСТИ (НЕСИММЕТРИИ) В ТОП
Б.3. Реализация метода определения ФВ от источников гармонических составляющих основана на одновременных измерениях величин, указанных в п. 4.4.5.1.
Реализация метода определения ФВ от источников токов обратной последовательности основана на одновременных измерениях величин, указанных в п. 4.5.5.1.
При невозможности проведения одновременных измерений токов искажений на всех присоединениях к ТОП следует произвести предварительное выявление объектов, содержащих искажающие ЭП, в соответствии с п.п. 4.4.5.2 и 4.5.5.2.
Б.9. Фактический вклад в искажение синусоидальности напряжения или искажения симметрии напряжений в ТОП на расчетном интервале времени, равном 24 часа, определяют статистической обработкой результатов определения фактических вкладов, полученных на интервалах усреднения 3 с, в соответствии с алгоритмом, установленным в [2, раздел 15].
Б.10. На основе данных о фактическом вкладе в ТОП по отдельным гармоническим составляющим напряжения рассчитывают фактический вклад по коэффициенту искажения синусоидальности кривой напряжения в ТОП.
Таблица Б.1
ПРИМЕР РЕЗУЛЬТАТОВ ИЗМЕРЕНИЙ
Таблица Б.2
РАСЧЕТНЫЕ ЗНАЧЕНИЯ НАПРЯЖЕНИЙ И ТОКОВ
n-ЫХ ГАРМОНИЧЕСКИХ СОСТАВЛЯЮЩИХ
Пример
Целью проведения специализированных измерений являлось определение фактического вклада каждого из объектов с искажающими электроприемниками в уровень несинусоидальности в ТОП.
На рис. Б.3 представлена принципиальная схема рассматриваемой секции шин подстанции и присоединенных объектов. К линиям 1 и 2 присоединены соответственно подстанции метрополитена и трамвайно-троллейбусного депо, нагрузка которых носит нелинейный характер. Других нагрузок на этой секции шин нет.
В качестве средства измерения был использован прибор "Ресурс-UF2". Схема подключения прибора показана на рис. Б.4.
Пример результатов измерений представлен в табл. Б.1.
Значения токов и напряжений, приведенные в табл. Б.1, указаны с учетом коэффициентов трансформации напряжений и токов измерительных трансформаторов ТН и ТТ.
Решение:
Определение напряжений и токов n-ых гармонических составляющих во всех присоединениях следует выполнять по формулам (4.2а), (4.2б) и (4.3) настоящего РД.
Результаты расчета напряжений и токов n-ых гармонических составляющих сведены в табл. Б.2.
Фактический вклад присоединенных объектов по каждой гармонической составляющей определяется следующим образом.
1-ая гармоника:
Источником напряжения 1-ой гармоники является ввод Т-1 (энергосистема).
3-я гармоника:
Фазовый угол сдвига между током 3-ей гармонической составляющей ввода Т-1 (энергосистема) и напряжением 3-ей гармонической составляющей в ТОП больше +90°, но меньше -90°, в то время как фазовые углы между токами 3-ей гармонической составляющей фидеров 1, 2 и напряжением 3-ей гармонической составляющей в ТОП меньше +90°, но больше -90°. Следовательно, энергосистема является единственным источником искажений по 3-ей гармонической составляющей и ее фактический вклад определяется уровнем 3-ей гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 1,37%.
5-ая гармоника:
Фазовый угол сдвига между током 5-ой гармонической составляющей фидера 2 (метрополитен) и напряжением 5-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90°, но меньше -90°, а фазовые углы токов 5-ой гармонической составляющей ввода Т-1 и фидера 1 меньше +90°, но больше -90°. Следовательно, нагрузка метрополитена является единственным источником искажений по 5-ой гармонической составляющей, фактический вклад которой определяется уровнем 5-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 3,06%.
7-ая гармоника:
Фазовые углы сдвига по 7-ой гармонической составляющей напряжения распределены аналогично 5-ой гармонике, представленной выше. Следовательно, единственным источником искажений по 7-ой гармонической составляющей является нагрузка метрополитена, фактический вклад которой определяется уровнем 7-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 1,69%.
9-ая гармоника:
Фазовый угол сдвига между током 9-ой гармонической составляющей ввода Т-1 (энергосистема) и напряжением 9-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90°, но меньше -90°, в то время как фазовые углы между токами 9-ой гармонической составляющей фидеров 1, 2 и напряжением 9-ой гармонической составляющей в ТОП меньше +90°, но больше -90°. Следовательно, энергосистема является единственным источником искажений по 9-ой гармонической составляющей и ее фактический вклад определяется уровнем 9-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 0,14%.
13-ая гармоника:
Фазовый угол сдвига между током 13-ой гармонической составляющей фидера 1 (трамвайно-троллейбусное депо) и напряжением 13-ой гармонической составляющей в ТОП больше +90°, но меньше -90°, а фазовые углы токов 13-ой гармонической составляющей ввода Т-1 и фидера 2 меньше +90°, но больше -90°. Следовательно, нагрузка трамвайно-троллейбусного депо является единственным источником искажений по 13-ой гармонической составляющей, фактический вклад которой определяется уровнем 13-ой гармонической составляющей напряжения в ТОП и равен 0,76%.
Результаты расчетов сведены в таблицу Б.3.
Таблица Б.3
ФАКТИЧЕСКИЙ ВКЛАД ОБЪЕКТОВ В УРОВЕНЬ
НЕСИНУСОИДАЛЬНОСТИ В ТОП