Контроль качества эл.энергии

посмотрю после обеда, но вероятнее всего речь идет об отмене лицензии на продажу ЭЭ населению, кстати для этого и требовали сертификат

Спасибо. Развеяли мои подозрения, слова и домыслы. Но нашел документы: Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии № 3589 от 18 декабря 2007 г. и к нему приложение №1, где четко сказано, чтобы исключить позицию "электроэнергия". Но приказ подписан Элькиным Г.И.
Отсюда и следует, что сертификация отменена.

лоб бы им зеленкой помазать и погуще

Элькин Элькиным в ноябре того же года и К Пуликовский издал свое распоряжение его читал лично. Этим постом они лишили работы многих лаболаторий которые акредитовывались именно под сертификацию, как правильно написано выше серт-я для получения лицензии.

Вот увидеть бы распоряжение К. Пуликовского. С сертификацией вообще-то загнули, особенно с ценами. Что-то нужно делать, проверять, сертифицировать, а то одна монополия!!! Но с состоянием нашего оборудования на сегодняшний день, далеко говорить о качестве электрической энергии!!!

В начале форума говорилось о том, чтобы специалисты поделились кто и как проводит в сетях контроль качества электрической энергии. Завел разговор о приборах ККЭ "Ресурс". Мы проводим периодический контроль с помощью этих приборов. Нужно периодически "Ресурсы" возить из Брянска в Пензу на поверку, ремонт и заодно на повышение квалификации специалистов. Бывает иногда тупят эти приборы и боятся холода. Особых проблем не было пока. Вот интересно спросить мнение других специалистов, советы. Может есть по новее приборы, компактнее и более надежные??? И производят приборы может в Москве или рядом??? Да и насчет обучения по измерениям параметров электрической энергии!

Поделитесь самой процедурой измерений!!!
Будем надеяться, что контроль качества электрической энергии будет играть не самую последнюю роль в сфере энергетики!!!

В моем парке приборов Эрис кэ-02 они по своим хар-кам хуже чем Ресурс УФ2 стоят правда дешевле на четверть% ,выпускает москва . Есть еще в Питере производитель. На качество ээ мало кто обращает внимание благо хоть ээ есть. Сети старые реконструкций почти неведетсят.к. на это нужны средства говорю о сетях 6,10,04кВ. В архиве РТН я не нашел этот приказ(от 2007года) если есть выход на местный РЭС то у них он наверняка есть.

Насчет обучения ранее курсы проводил ЛИНВИТ Москва . В нете есть инфо.

Вот нашел: Решение Ростехнадзора основано на вступившем в силу Федеральном законе от 04 ноября 2007г. №250-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с осуществлением мер по реформированию Единой энергетической системы России». Он вносит изменения в действующие Федеральные законы от 08 августа 2001г. №128-ФЗ «О лицензировании отдельных видов деятельности» и от 26 марта 2003г. №35-ФЗ «Об электроэнергетике».

Согласно закону, деятельность по продаже электрической энергии гражданам теперь не подлежит лицензированию. (соответственно и сертификации так я понимаю).Ранее лицензия Ростехнадзора выдавалась на основании «Положения о лицензировании деятельности по продаже электрической энергии гражданам», утвержденного Постановлением Правительства РФ от 06 мая 2005г. № 291. Под деятельностью по продаже электрической энергии гражданам понимается деятельность юридических лиц по реализации электрической энергии гражданам, включающая в себя комплекс мероприятий по качественному, бесперебойному и надежному снабжению потребителей электрической энергии.

До принятия поправок к закону Ростехнадзор успел выдать 389 лицензий по продаже электрической энергии гражданам, из них 177 выдано Центральным Аппаратом Ростехнадзора, и 212 выдано территориальными органами Ростехнадзора.

Документы, представленные в Ростехнадзор для получения (переоформления) на осуществление деятельности по продаже электрической энергии гражданам, будут возвращены соискателям. Например, ОАО энергетики и электрификации «Самараэнерго» подало документы на переоформление лицензии, но не успело ее получить.

Под надзором Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору по-прежнему остается деятельность по производству, передаче и распределении электрической энергии.

В местных РЭСах подобных приказов нету. Сам контролирую РЭСы и провожу в них контроль качества электрической энергии.
В идеале измерения должны проводиться в следующей последовательности:
Чем же "Эрис КЭ-02" хуже Ресурсов UF? Инструкцию по эксплуатации посмотреть могу, но все же имеет значение, когда прибор применяют на практике.
Как обрабатываете протоколы измерений?

По эрису. Прибор сыроват. При постановке небольшая проблема с клещами приходиться варьировать при тестирование фаз ,( у ресурса автоматом происходит)при покупке 3х штук только у одного входные зажимы соответствовали тому, что на них написано(в начале эксплуатации были проблемы пока не откорекктировали). Прошло 2 года меняй программу один уже сдох по этой причине. Протоколы через программу выдает, изначально сделаны уставки по госту. графики тоже рисует в цвете. Последовательность работ у заказчика (физика или юрика без разницы) Тех задание от заказчика ,договор, примитивная смета на работы с указанием точек контроля ,для объективности стараюсь убедить заказчика о большем чем одни сутки сроке измерений, дабы проследить суточные графики максимума минимума. Как правило основные косяки в качестве это не соответствие а)по устаовившемуся отклонению напряжения мин. доп. +_ 5% макс доп +_ 10%; б)по коэффициенту искажения синусоидальности напряжения,в) по коэффициенту n ой гармонической составляющей напряжения. В основном не зависит пром предприятие или жилой дом. проблемы теже. У нас сами РЭС проводят измерения для себя создана служба.

Выбираем пункты контроля качества электрической энергии. В центре питания (ЦП) выбираем самые загруженные фидера 10-6 кВ. Затем выбираем трансформаторные подстанции (ТП) 10/0,4 кВ на фидерах.
Чтобы оценить качество электрической энергии в полном объеме в сети 0,4 кВ нужно расчитать потери напряжения до ближайшего и самого удаленного электроприемника (ЭП). Устанавливаем прибор ККЭ на шины 0,4 кВ в ТП. Настраиваем прибор, устанавливаем значения фазных и линейных напряжений, учитывая потери напряжения в сети. По ГОСТ 13109-97 номинальные границы +-5% и +-10%. А мы уже создаем границы напряжений, которые охватывают все ЭП, запитанные от данной ТП в самом приборе. Например, верхние границы: +6,3 и +11,3%, а нижние -1,7 и -6,7%.

Но было бы лучше, если бы приборы устанавливали синхронно непосредственно на зажимах у ЭП (самый ближний и самый удаленный от ТП).

Методика измерений и расчетов у всех одна,она разработана покойной Виалеттой Николаевной (ЛИНВИТ) ,у Эрис КЭ есть функция отложить запись это значит, что все установленные приборы при этой фишке включаться на запись одновременно в 00 часов. Касаемо ближних дальних абоннетов бывает так,что от одного ТП питается один абоннет ест-но один фидер. По логике у самого удаленного должно быть в пределах гост и у ближнего тоже ( потери в линии не в счет)

используем UF2, проблема порой выскакивает только одна - при считывании забывает почему то поставить запятую, т.е. вместо 220,001 В - 220001В, повторное считывание проблему решает, прибор в пверку не возим, отправляем почтой, специалистов пока не повышали, смысл? прибор эксплуатировался при Т - 30 гр. и нормально
Ставим прибор в основном на ТП в РУ-0,4 иногда в РУ-10 кВ., ну и по заявкам потребителей

У нас подобных проблем пока ниразу не было.
Один прибор вышел из строя, необходимо вести в ремонт. Недавно передали аппарат из энергобаланса. Он не поверен. Если долго лежит и не используем в эксплуатации, то при включении приходится делать перезагрузку.


По работе с персоналом есть термин "повышение квалификации", в связи с этим и проходим курсы.

После обработки данных Вы пишите корректирующие мероприятия? Если частный случай: напряжение, нулевая и обратная последовательности выходят за предельно допустимые значения, что рекомендуете произвести заказчику???

Рекомендации в техотчет писать запрещено гостом. А выдача оных стоит отдельных денег.

на сторону не работаем, только по своим сетям, соотвественно: наряжение - расчет линий, по последовательностям обычно только проверка контура заземления и контактных соединений

На какой ГОСТ Вы ссылаетесь? В соответствии с "Методическими указаниями по контролю и анализу КЭЭ. Част 1." В п.16 ничего не говорится, что запрещено писать рекомендации. Приводятся только "рекомендуемые формы протокола", запрещений не нахожу.

н) заключение по результатам контроля ПКЭ. Это тогда как понимать???

Протокол испытаний оформляем отдельно, затем составляем отчет о проделанной работе.



Расчест линий производите, так понимаю, по потерям напряжения? Как Вы это делаете? В соответствии с определенными норматовно-техническими документами?

В отчете о проделанной работе приводим максимальные и минимальные значения напряжений и по протоколу пишем рекомендации по устранению причин, вызывающих отклонение ПКЭ в соответствии с ГОСТ 13109-97. Чаще всего завышено напряжение, нулевая и обратные последовательности. Бывают перекосы как по напряжении так и по току!!! Причиной служит завышенное напряжение на ТП 10/0,4 кВ, не надежные контактные соединения и контур заземления, часто большая протяженность ВЛ-0,4 кВ.

обязательно, ну и по току к.з. еще

с2н5он Вы какими именно пользуетесь нормативно-техническими документами по расчету потерь напряжения? С к.з. пока не сталкивался, в этом вопросе опыта нету.

Вот частный случай:
Частота, Гц Напряжение фазное, В Напряжение линейное, В
фаза А фаза B фаза С AB BC CA
Max 50,06 237,6 234,52 232,1 409,956 403,098 406,908
Min 49,96 223,96 222,2 207,02 392,049 366,141 373,38


В графике межфазные напряжения отличаются в среднем в 8% относительно друг друга!

Результаты испытаний электрической энергии по коэффициенту несимметрии напряжений по обратной последовательности
Результат Т1 Т2
измерений
K2U В, % 4,29 72%
K2U НБ, % 6,29 9,64%

Интересовался у специалистов, почему расходятся межфазные напряжения и выходит обратная последовательность говорят, что возможно ветка от дерева соединяет провода ВЛ-0,4 кВ и служит как сопротивление. Вот и потери напряжения. Или это не так?

точные расчеты обычно проводим врукопашную, а НТД это справочники, литература, попадались проги, но для разветвлённой сети более менее путней не попадалось
из Ваших данных не вижу 8 процентов, но перекос есть, самое распространенное - нагрузка на фазах неравномерно
по последовательности проверяли экспериментально - по всей КТП зачистили контактные соединений независимо от состояния (даже если блестели), смазали Муликоте, затянули хорошенько - показатели уменьшились в два раза
насчет ветки тоже не исключено

Кто сталкивался с ПЗР-2-3,какие требуются протоколы испытаний,измерений ПЗР при приемке-сдаче и эксплуатации?

О рекомендациях в тех отчете ГОСТ50571-1-16 Часть6 глава 61 приложение G п.4 ну и еще такая бумажка есть
ТРЕБОВАНИЯ К ПРОТОКОЛАМ КОНТРОЛЯ И АНАЛИЗА КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ, ПРЕДЪЯВЛЯЕМЫЕ ОС АНО НИЦ - «ЦЭС»
Согласно «Методическим указаниям по контролю и анализу качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения»
Часть 1. Контроль качества электрической энергии (РД 153-34.0-15.501- 2000)
Часть 2. Анализ качества электрической энергии (РД 153-34.0-15.502- 2002):
1. Протокол испытаний должен содержать достоверные, объективные и точные результаты испытаний, данные об условиях испытаний и погрешности измерений, заключение о соответствии испытуемой электрической энергии требованиям ГОСТ 13109-97 и показывать точно, четко и недвусмысленно результаты испытаний и другую относящуюся к ним информацию.
2. В протоколе приводят следующие данные:
- наименование и адрес испытательной лаборатории качества электроэнергии (ИЛКЭ)
- регистрационный №, дату выдачи и срок действия аттестата аккредитации Госстандарта РФ, аттестата аккредитации ИЛ в Системе сертификации «Симметрия», регистрационный №, дату выдачи и срок действия лицензии (аттестата компетентности), выданной Ростехнадзором или Федеральным Агентством по техническому регулированию.
- № свидетельства о регистрации лаборатории в органах Ростехнадзора;
- наименование и адрес организации (подразделения энергоснабжающей организации (ЭСО)), являющейся заказчиком испытаний (измерений) качества электроэнергии (КЭ)
- наименование и адрес объекта испытаний (пункта контроля КЭ)
- наименование и адрес (номер) центра питания (ЦП), распределительного пункта (РП), трансформаторной подстанции (ТП), от которых запитан пункт контроля.
- цель испытаний (категория испытаний – сертификационные, арбитражные, претензионные, периодический контроль и пр.), наименование и № НД (ГОСТ 13109-97 или договор энергоснабжения с указанием пунктов, устанавливающих допускаемые значения ПКЭ)
- период испытаний (год, месяц, число, время начала и окончания измерений)
- наименование и пункты НД, устанавливающей методы контроля или анализа КЭ
- перечень применяемых средств измерений:
а) наименование, тип, № прибора (ов) для измерений ПКЭ, параметров и
характеристик электрической энергии, сведения о
погрешностях средств измерений, дата последней поверки, срок действия
свидетельства о поверке.
б) тип измерительного трансформатора напряжения (ТН), заводской №, класс
точности, сведения о погрешностях ТН, срок действия свидетельства о
поверке
в) ссылка на протокол измерения нагрузки ТН.
г) тип измерительного трансформатора тока (ТТ), заводской №, класс
точности, сведения о погрешностях ТТ, срок действия свидетельства о
поверке, сведения о погрешностях ТТ, срок действия свидетельства о
поверке (для протокола анализа КЭ).
- перечень применяемого испытательного оборудования с указанием наименования и
типа испытательного оборудования
- климатические условия выполнения измерений:
а) температура окружающего воздуха, ºС
б) относительная влажность воздуха, %
в) атмосферное давление, кПа (мм. рт. ст.) – только для
сертификационных и арбитражных испытаний
г) частота сети электропитания средств измерений КЭ, Гц
д) напряжение сети электропитания средств измерений КЭ, В
- перечень применяемого испытательного оборудования и средств измерений с
указанием наименования и типа испытательного оборудования
- нормально- и предельно- допустимые значения ПКЭ в пункте контроля
- результаты измерений ПКЭ в пункте контроля за каждые 24 часа (графики, поминутные значения, которые могут быть приведены в приложении к протоколу)
- заключение по результатам контроля ПКЭ по каждому показателю.
- заключение по результатам измерений с целью анализа КЭ (причина несоответствия, фактический вклад от каждого из субъектов (в том числе и нелинейных) и фактический вклад со стороны ЭСО, возможные мероприятия) (для протокола анализа КЭ).
- подписи и должности лиц, ответственных за проведение испытаний и оформление протокола испытаний, включая руководителя ИЛ
- печать испытательной лаборатории (организации)
- указание на титульном листе о недопустимости частичной или полной перепечатки или размножения без разрешения заказчика (или ИЛ)
- указание, что протокол испытаний распространяется только на контрольную точку пункта контроля подвергнутую испытаниям в определенный период.
3. В приложениях к протоколу приводят следующие данные:
- расчет нормально- и предельно- допустимых значений показателей качества электроэнергии в пункте контроля (значения уставок СИ)
- результаты измерений ПКЭ в пункте контроля за каждые 24 часа, в том числе:
а) наибольшие Х(ΔХ) нб, I(II) и наименьшие Х(ΔХ) нм, I(II) действующие
(абсолютные - Х, относительные - ΔХ значения) величины
измеряемых показателей качества электроэнергии в интервале времени
наибольших (индекс – (I)) и наименьших (индекс - (II)) нагрузок.
(с указанием периодов превышения нормально- и предельно-допустимых
значений в % -ом отношении к длительности суток (24 часа), т. е. – Т1 и Т2
б) верхнюю Х(ΔХ) в, I(II) и нижнюю Х(ΔХ) н, I(II) границы диапазона
величины измеряемых показателей качества электроэнергии, в котором
находятся 95% их измеренных значений в интервале времени
наибольших (индекс – (I)) и наименьших (индекс - (II)) нагрузок
(при необходимости).
в) графическую информацию и поминутные значения ПКЭ, если
отмечено несоответствие измеряемых ПКЭ требованиям ГОСТ 13109-97
- результаты измерений параметров качества электроэнергии за каждые 24
часа
- результаты измерений характеристик тока, фазовых углов между гармониками тока и напряжения (с указанием cos φ по каждой гармонике), фазовых углов между гармониками напряжения, и мощностей (активных и реактивных) по каждой фазе и трехфазных в пункте контроля за каждые 24 часа, включая графическую информацию и поминутные значения (при необходимости)
- результаты испытаний ТН или его нагрузки
- результаты испытаний ТТ или его нагрузки (для протокола анализа КЭ).
- расчет погрешностей ТН (ТТ), со сроком эксплуатации большим, чем поверочный интервал, в том числе:
а) определение фактической погрешности ТН методом сличения с образцовым
ТН по ГОСТ 8.216
б) определение фактической нагрузки вторичных цепей ТН
в) определение диапазона погрешностей ТН, соответствующего фактической
нагрузке вторичных цепей ТН
г) определение погрешности ТН в рабочих условиях применения.
- расчет суммарной погрешности измерений
- определение фактического вклада потребителей (в том числе и нелинейных)
- описание мер, предпринятых для поддержания для СИ необходимых условий измерений, а также дополнительные сведения, необходимость представления которых определяют испытательная лаборатория и (или) заказчик
4. Исправления и дополнения в тексте протокола испытаний после его выпуска не допускаются. При необходимости их оформляют только в виде отдельного документа «Дополнение к протоколу испытаний» (номер, дата) в соответствии с приведенными выше требованиями к протоколу.
5. В протоколе не допускается помещать рекомендации и советы по устранению недостатков или совершенствованию испытанных электроустановок.6. Копии протоколов испытаний подлежат хранению в ИЛ не менее трех лет.