МИНИСТЕРСТВО ПРОМЫШЛЕННОСТИ И ТОРГОВЛИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Росстандарт)

ПРИКАЗ

Москва

О внесении изменений в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160

В соответствии с частью 1 статьи 53 Федерального закона от 31 июля 2020 г. № 248-ФЗ «О государственном контроле (надзоре) и муниципальном контроле в Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2020, № 31, ст. 5007), пунктом 13 требований к разработке, содержанию, общественному обсуждению проектов форм проверочных листов, утверждению, применению, актуализации форм проверочных листов, а также случаев обязательного применения проверочных листов, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 октября 2021 г. № 1844 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, № 44, ст. 7443), и пунктом 2 Положения о федеральном государственном контроле (надзоре) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления

в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 25 июня 2021 г. № 993 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, № 27, ст. 5381), приказываю:

• 1. Внести изменения в форму проверочного листа (списка контрольных

вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. №  160 (зарегистрировано в Минюсте России

28 февраля 2022 г. № 67518, Официальный интернет-портал правовой информации (www.pravo.gov.ru), номер опубликования: 0001202202280057, 28 февраля 2022 г.), согласно приложению к настоящему приказу.

• 2. Настоящий приказ вступает в силу с 1 сентября 2022 года.

Руководитель

Приложение

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии ^от «              2022 г. № 4326

Изменения, которые вносятся в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160

единого перечня продукции, подлежащей      обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации № 24255

»;

• 2. Сноску 4 к строке 3 таблицы пункта 9 изложить в следующей редакции:

«⁴ Собрание законодательства Российской Федерации, 2022,  №  1,

ст. 136, действует до 1 сентября 2028 г.»;

• 3. Дополнить сноской 5 к строке 3 таблицы пункта 9 следующего содержания:

«⁵ Собрание законодательства Российской Федерации, 2022,  №  1,

ст. 136, действует до 1 сентября 2028 г.»;

• 4. Строку 3.1 таблицы пункта 9 изложить в следующей редакции:

  3.1.	Осуществляется       ли контрол и руе мым лицом выпуск в обращение и (или)         обращение несертифицированной электрической    энергии в электрических сетях общего       назначения переменного трехфазного и   однофазного   тока частотой 50 Гц?	пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; пункты 1,3,4 постановления Правительства      Российской Федерации № 2425; раздел 1 единого перечня продукции, подлежащей      обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации № 2425
  »; 5. Таблицу пункта 9 дополнить строками 3.2 и 3.3 следующего содержания: «
  3.2.	Соответствует         л и выпускаемая в обращение и     находящаяся     в обращении электрическая энергия в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и   однофазного   тока частотой      50      Гц установленным показателями и нормам качества   электрической энергии      в      части требований, установленных в подпунктах 4.2.1 - 4.2.2 пункта 4,2 раздела 4 м ежгосударстве иного стандарта ГОСТ 32144-2013 «Нормы качества электрической    энергии в               системах электроснабжения общего назначения», введенного в действие в качестве	пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; пункты 1, 3, 4 постановления Правительства      Российской Федерации № 2425; раздел 1 единого перечня продукции, подлежащей      обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации № 2425

  	национального стандарта Российской   Федерации с 1 июля 2014 г. приказом Федерального агентства по         техническому регулированию и метрологии от 22 июля 2013    г. №   400-ст «О введении в действие м ежгосуд арствен ного стандарта»?
  3.3.	Обеспечено          ли подтверждение соответствия выпускаемой в     обращение      и находящейся в обращении электрической энергии в электрических      сетях общего       назначения переменного трехфазного и   однофазного   тока частотой      50      Гц применением межгосударственного стандарта ГОСТ    30804.4.30-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических      средств электромагнитная. Методы       измерений показателей      качества электрической энергии», введенного в действие в качестве национального стандарта     Российской Федерации с 1 января 2014     г.     приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 июля 2013    г. №   418-ст «О введении в действие межгосударственного стандарта», и межгосударственного стандарта ГОСТ 33073- 2014      «Электрическая энергия. Совместимость технических      средств электромагнитная. Контроль и мониторинг качества   электрической энергии    в    системах электроснабжения общего назначения», введенного в действие    в    качестве	пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; пункты 1, 3, 4 постановления Правительства      Российской Федерации № 2425: раздел 1 единого перечня продукции, подлежащей      обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации № 2425

национального стандарта Российской   Федерации с 1 января 2015 г, приказом   Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 8 декабря 2014 г. №   1948-ст «О введении в действие м ежгосу дарствен ного стандарта»?

».

---

СПРАВКА к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 мая 2022 г. № 1326 «О внесении изменений в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160»

1. Основания, цели и мотивы издания нормативного правового акта.

Приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 мая 2022 г. №  1326 «О внесении изменений

в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160» (далее - Приказ) разработан в соответствии с изменениями, вступающими в силу 1 сентября 2022 г. и предусмотренными пунктом 7 постановления Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2021 г. № 2425 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подлежащей декларированию соответствия, внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2020 г. № 2467 и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации» (далее - ПП РФ 2467) в части признания утратившим силу с 1 сентября 2022 г. постановления Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. № 982 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подтверждение соответствия которой осуществляется в форме принятия декларации о соответствии» (ППРФ- 982).

Целью издания Приказа является необходимость внесения изменений в форму проверочного листа в части замены утрачивающего силу с 1 сентября 2022 г. 1111 РФ № 982 на вступающее в силу с 1 сентября 2022 г. ПП РФ № 2425 в отношении обязательной сертификации электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц.

Мотивом издания Приказа является вступление в силу с 1 сентября 2022 г. ПП РФ 2425, а также обеспечение исполнения установленного порядка проведения профилактических мероприятий и плановых контрольно-надзорных мероприятий в части утверждения формы проверочного листа.

• 2. Сведения о результатах изучения вопросов, указанных в абзаце первом пункта 5 Правил подготовки нормативных правовых актов федеральных органов исполнительной власти и их государственной регистрации, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 1997 г. № 1009.

В процессе работы над Приказом изучены относящиеся к его теме законодательство Российской Федерации, договоры о разграничении предметов ведения и полномочий между органами государственной власти Российской Федерации и органами государственной власти субъектов Российской Федерации, практика применения соответствующих нормативных правовых актов, научная литература и материалы периодической печати по рассматриваемому вопросу.

• 3. Сведения обо всех действующих нормативных правовых актах по данному вопросу и информация о сроках их приведения в соответствие с принятым актом.

В настоящее время по данному вопросу действуют следующие нормативные правовые акты:

Федеральный закон от 31 июля 2020 г. № 248-ФЗ «О государственном контроле (надзоре) и муниципальном контроле в Российской Федерации»;

Федеральный закон от 11 июня 2021 г. № 170-ФЗ «О внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации в связи с принятием Федерального закона «О государственном контроле (надзоре) и муниципальном контроле в Российской Федерации»;

постановление Правительства Российской Федерации от 25 июня 2021 г. № 993 «Об утверждении Положения о федеральном государственном контроле (надзоре) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц»;

постановление Правительства Российской Федерации от 27 октября 2021 г. № 1844 «Об утверждении требований к разработке, содержанию, общественному обсуждению проектов форм проверочных листов, утверждению, применению, актуализации форм проверочных листов, а также случаев обязательного применения проверочных листов».

приказ Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160 «Об утверждении формы проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц».

Приведение в соответствие с Приказом других нормативных правовых актов не требуется.

• 4. Сведения о наличии или отсутствии в акте обязательных требований, соответствующих виде государственного контроля (надзора), муниципального контроля, виде разрешительной деятельности и предполагаемая ответственность за их нарушение или последствиях несоблюдения.

В соответствии с частью 1 статьи 53 Федерального закона от 31 июля 2020 г. № 248-ФЗ «О государственном контроле (надзоре) и муниципальном контроле в Российской Федерации» приказ не содержит обязательных требований, советующих видов государственного контроля (надзора), муниципального контроля, видов разрешительной деятельности, предполагаемую ответственность за их нарушение или последствия несоблюдения.

5. Сведения о согласовании акта с заинтересованными федеральными органами исполнительной власти и другими государственными органами.

В соответствии с подпунктом 5.6 Типового регламента внутренней организации федеральных органов исполнительной власти, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 28 июля 2005 г. № 452, Приказ согласован с Министерством промышленности и торговли Российской Федерации.

• 6.  Сведения о проведении независимой антикоррупционной экспертизы с приложением копии заключений по результатам независимой антикоррупционной экспертизы.

В отношении проекта Приказа проводилась процедура независимой антикоррупционной экспертизы с 27 апреля по 3 мая 2022 г., сроком 7 календарных дней.

Замечания по результатам независимой антикоррупционной экспертизы по проекту Приказа не поступили.

Коррупциогенные факторы в проекте Приказа отсутствуют.

• 7. Сведения о направлении проекта акта на заключение об оценке регулирующего воздействия с приложением копии заключения либо об отсутствии оснований для направления проекта акта на заключение об оценке регулирующего воздействия.

В соответствии с Правилами проведения федеральными органами исполнительной власти оценки регулирующего воздействия проектов нормативных правовых актов и проектов решений Евразийской экономической комиссии, утверждённых постановлением Правительства Российской Федерации от 17 декабря 2012 г. № 1318, проведение оценки регулирующего воздействия в отношении проекта Приказа не требуется.

• 8. Сведения о раскрытии федеральным органом исполнительной власти информации о разработке нормативного правового акта в соответствии с Правилами раскрытия федеральными органами исполнительной власти информации о подготовке проектов нормативных правовых актов и результатах их общественного обсуждения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 25 августа 2012 г. № 851.

В соответствии с Правилами раскрытия федеральными органами исполнительной власти информации о подготовке проектов нормативных правовых актов и результатах их общественного обсуждения, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 25 августа 2012 г. №851, проект Приказа размещался на официальном сайте www.regulation.gov.ru в информационно-телекоммуникационной сети «Интернет» для проведения общественного обсуждения с 27 апреля по 11 мая 2022 г. сроком на 15 календарных дней.

По результатам общественного обсуждения замечания и предложения не поступили.

• 9.  Сведения о предварительном обсуждении на заседаниях общественного совета при федеральном органе исполнительной власти с приложением копии заключения соответствующего общественного совета или об отсутствии основания для проведения такого обсуждения.

Проект Приказа был рассмотрен на заочном заседании Общественного совета при Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии и одобрен протоколом заочного заседания Общественного совете при Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии 29 апреля 2022 г. № 16.

• 10. Сведения о результатах проведения педагогической экспертизы нормативного правового акта (в случае ее проведения).

Проведение педагогической экспертизы в отношении проекта Приказа не требовалось.

• 11. Сведения о проведении согласительного совещания в случае наличия разногласий по проекту нормативного правового акта, выявленных по результатам проведения оценки регулирующего воздействия, с приложением копии протокола согласительного совещания.

Согласительные совещания по проекту Приказа не проводились.

• 12. Сведения о результатах обязательной метрологической экспертизы требований к измерениям, стандартным образцам и средствам измерений, содержащихся в проектах нормативных правовых актов Российской Федерации.

Обязательная метрологическая экспертиза проекта Приказа не проводилась в связи с отсутствием в нем требований к измерениям, стандартным образцам и средствам измерений.

• 13. Сведения о результатах экспертизы, проводимой Министерством экономического развития Российской Федерации, и о проведении согласительного совещания в случае наличия разногласий по проекту нормативного правового акта (с приложением оригинала протокола согласительного совещания и оригинала заключения).

По проекту Приказа не требуется проведение экспертизы Минэкономразвития России.

• 14. Сведения о том, что расходные обязательства публично правовых образований, возникшие на основании нормативного правового акта, будут исполняться в пределах соответствующих бюджетных ассигнований, предусмотренных в соответствующем бюджете бюджетной системы Российской Федерации, и их увеличение не потребуется, либо сведения о наличии заключения Министерства финансов Российской Федерации, в котором дается оценка финансовых последствий принятия соответствующих решений, с приложением копии такого заключения.

Расходные обязательства публично-правовых образований, возникшие на основании нормативного правового акта, будут исполняться в пределах соответствующих бюджетных ассигнований, предусмотренных в соответствующем бюджете бюджетной системы Российской Федерации, и их увеличение не потребуется.

• 15. Сведения о лицах, ответственных за прохождение государственной регистрации нормативного правого акта в Министерстве юстиции Российской Федерации, в том числе об ответственном исполнителе по данному нормативному правовому акту (фамилия, имя, отчество (при наличии), должность, телефоны для связи (рабочий, мобильный).

Ответственным работником за прохождение государственной регистрации Приказа в Министерстве юстиции Российской Федерации является Начальник отдела государственного надзора и контроля, Управления метрологии, государственного контроля и надзора Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии Тадевосян Карен Самвелович, тел.: +7(495)- 547-52-93, (адрес электронной почты: ktadevosyan@rst.gov.ru).

16.  Дополнительные сведения.

Ранее Приказ был возвращен без государственной регистрации письмами Министерства юстиции Российской Федерации от 7 июля 2022 г. № 01/77642-АБ и от 6 сентября 2022 г. № 01/101721-АБ.

Замечания Министерства юстиции Российской Федерации учтены.

Приложение:    1. Сравнительная таблица к приказу Федерального

агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 мая 2022 г. № 1326 «О внесении изменений в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального

государственного       контроля       (надзора)

за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом

«О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160» на 8 л. в 1 экз.

2. Протокол заочного заседания Общественного совете при Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии 29 апреля 2022 г. № 16 на 7 л. в 1. экз.

Врио начальника

отдела юридического сопровождения и развития региональной сети Финансово-экономического управления

---

Сравнительная таблица к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 31 мая 2022 г. № 1326 «О внесении изменений в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. Кг 160»

Электроэнергия—единого перечня------продукции^ подлежащей обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации №

декларированию соответствия, внесении изменений в    постановление Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2020 г. №           2467 и       признании утратившими силу некоторых    актов Правительства Российской Федерации»4 (далее постановление Правительства Российской Федерации № 2425); раздел 1

«Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подтверждение соответствия которой осуществляется в форме принятия декларации о соответствии».

<4> Собрание законодательства Российской Федерации, 2009, № 50, от. 6096, действует до 1 сентября 2022 г.

<4> Собрание законодательства Росси! Федерации, 2022, № 1, ст. 136, действу* сентября 2028 г.»

1CKOI iT ДО

1

Изменения подготовлены в соответствии со вступающим в силу 1 сентября 2022 г. пунктом 7 постановления Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2021 г. № 2425 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подлежащей декларированию соответствия, внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2020 г. № 2467 и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации» в части признания утратившим силу с 1 сентября 2022 г. постановления Правительства Российской

		Федерации от 1 декабря 2009 г. № 982 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подтверждение соответствия которой осуществляется в форме принятия декларации о соответствии».
	<5> Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, № 1, ст. 136, действует до 1 сентября 2028 г.»	Изменения подготовлены в соответствии со вступающим в силу 1 сентября 2022 г. пунктом 7 постановления Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2021 г. № 2425 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подлежащей декларированию соответствия, внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2020 г. № 2467 и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации» в части признания утратившим силу с 1 сентября 2022 г. постановления Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. № 982 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подтверждение соответствия которой осуществляется в форме принятия декларации о соответствии».

3.1.

Осуществляется ли контролируемым лицом выпуск в обращение и (или) обращение несертифицирова иной электрической энергии        в электрических сетях     общего назначения переменного трехфазного    и однофазного тока частотой 50 Гц?

пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; пункты 1,3 постановления Правительства Роооийокой Федерации Ха 983;-----раздел-----0140 Электроэнергия—единого перечня------продукции, подлежащей обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации# 982

3.1

Осуществляется ли контролируемы м лицом выпуск в обращение и (или) обращение несертифициров анной электрической энергии в электрических сетях   общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц?

пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; пункт             3 постановления Правительства Российской Федерации № 2425; раздел 1 единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации Хе 2425

Изменения подготовлены в соответствии со вступающим в силу 1 сентября 2022 г. пунктом 7 постановления Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2021 г. № 2425 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подлежащей декларированию соответствия, внесении изменений в постановление Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2020 г. № 2467 и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации» в части признания утратившим силу с 1 сентября 2022 г. постановления Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. Xs 982 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подтверждение соответствия которой осуществляется в форме принятия декларации о соответствии».

3.2,

Соответствует ли выпускаемая в обращение    и находящаяся в обращении электрическая энергия       в электрических сетях    общего назначения переменного трехфазного и

пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; раздел 1 единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства

Изменения подготовлены в соответствии со вступающим в силу 1 сентября 2022 г. пунктом 7 постановления Правительства Российской Федерации от 23 декабря 2021 г. № 2425 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подлежащей декларированию соответствия, внесении изменений

однофазного тока частотой 50 Гц установленным показателями и нормам качества электрической энергии в части требований, установленных в подпунктах 4.2.1 - 4.2.2 пункта 4.2 раздела 4 ГОСТ 32144-2013 «Межгосударств енный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитна я.      Нормы качества электрической энергии       в системах электроснабжени я        общего назначения)», введенного в      действие приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 июля 2013 г. Хе 400-ст

Российской Федерации № 2425

в постановление Правительства Российской Федерации от 31 декабря 2020 г. № 2467 и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской Федерации» в части признания утратившим силу с 1 сентября 2022 г. постановления Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. № 982 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подтверждение соответствия которой осуществляется в форме принятия декларации о соответствии».

			(М., «Стандартинфор м»,        2014)?
		33.	Обеспечено ли подтверждение соответствия выпускаемой в обращение    и находящейся в обращении электрической энергии       в электрических сетях    общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц применением разделов 1-3, пункта       4.1 раздела 4   - пункта       6.2 раздела 6 ГОСТ 30804.430-2013 «Меж государств енный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитна я.      Методы измерений показателей качества электрической энергии», введенного    в действие	пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; раздел 1 единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации № 2425

приказом Федерального агентства    по техническому регулированию и метрологии от 22 июля 2013 г. № 418-сг (М., «Стандартинфор м»,   2014), и разделов 1-3, пункта       4.1 раздела 4   - пункта      7.7 раздела 7 ГОСТ 33073-2014 «Межгосударств енный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитна я. Контроль и мониторинг качества электрической энергии       в системах электроснабжени я       общего назначения», введенного    в действие приказом Федерального агентства    по техническому регулированию

и метрологии от 8 декабря 2014 г. № 1948-ст (М., «Стандартинфор м», 2015)?

---

ПРОТОКОЛ

Заочного заседания Общественного совета при Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии

Москва

от 29 апреля 2022 г.

Даты рассмотрения материалов заочного заседания и проведения заочного голосования в период с «20» по «29» апреля 2022 г. Участие в голосовании посредствам передачи сообщений по электронной почте приняли:

Председатель Общественного совета - М.А.Протасов при Госстандарте

Члены Общественного совета при        - В.Я.Белобрагин, В.П.Блинов,

Госстандарте                             А.В .Васильев, В.А.Височкин,

Л.И.Вольф-Троп, О.Ю.Голубева, А.В.Ипатов, А.А.Иванов, С.Н.Колдашев, И.А.Коровкин,

• A. Н.Лоцманов, Д.Р.Макоев, Е.А.Мирошниченко, Д.В. Павлов, С.В.Пугачев, В.Н.Спиридонов,

• B. С.Ткаченко, С.М.Чупрак, Д.О.Чухланцев, В.П.Шкодырев

Заочное голосование членов Общественного совета при Госстандарте осуществлено в соответствии с Положением об Общественном совете при Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии, утвержденным приказом Госстандарта от 07 ноября 2018 г. №2319 (далее -Положение о Совете).

Заочное голосование полномочно, из 25 действующих членов Общественного совета при Госстандарте в голосовании приняли участие 21. Данные о результатах голосования - прилагаются к настоящему протоколу (Приложение 1).

В соответствии с Положением о Совете на первом заседании Общественного совета при Госстандарте, проводимом в очной форме, следующим за заочным голосованием членов Общественного совета при Госстандарте, председатель Общественного совета информирует об основаниях принятия решения о проведении заочного голосования и представляет отчет о результатах рассмотрения вопросов, внесенных в повестку указанного голосования.

Утверждение повестки заочного голосования

Решение:

• 1. Утвердить повестку заочного голосования

Голосовали: «за» — 21; «против» — 0; «воздержались» — 0 Принято единогласно.

I. Отчеты о работе комиссий Общественного совета при Госстандарте

Решение:

• 1.   Принять к сведению отчеты председателей комиссий;

• 2.   Обратить внимание на необходимость актуализации планов работы комиссий в течение года;

• 3.   Обратить внимание на необходимость проведения заседаний комиссий не реже 1 раза в 6 месяцев.

• 4.   Председателям комиссий обеспечить рассылку приглашений на заседания комиссий членам Общественного совета.

Контроль за исполнением пунктов 2-4 решения возложить на Председателя и заместителей Председателя Общественного Совета.

Голосовали: «за» — 20; «против» — 1; «воздержались» — 0 Принято.

Особое мнение В.П.Блинова, проголосовавшего «против»:

Против пункта 3. Если Комиссии не формальные образования, то они должны функционировать, как коллективные общественные экспертные органы, подготавливающие обоснованные и согласованные предложения по актуальным вопросам для принятия их на Общественном Совете.

На примере Комиссии по стандартизации, которая не рассмотрела в прошлом году принципиальнейшие вопросы ПНС -22, методологию планирования и формирования лотов по темам, подготовку материалов к совместному заседанию с ОС Минстроя и ряд других вопросов вынуждают выставлять особое мнение к протоколам ОС и повторно предлагать их к рассмотрению в текущем году. Подменять мнение членов Комиссии мнением отдельных лиц, хотя и уважаемых, но по сути являющимися чиновниками в общественных, не менее уважаемых, организациях, считаю не допустимым. Кстати, и в этом году уже одно заседание Комиссии сорвано. В п.З предлагаю убрать выражение «не реже...», заменив его на «в соответствии с Планом работы Общественного Совета и Комиссии.»

II. О критериях отнесения нормативного правового акта к общественно значимому в целях реализации функции Общественного совета при Госстандарте по проведению экспертизы соответствующих проектов

Решение:

Утвердить критерии отнесения нормативного правового акта к общественно значимому в целях реализации функции Общественного совета при Госстандарте по проведению экспертизы соответствующих проектов.

Голосовали: «за» —20; «против» — 1; «воздержались» — 0

Принято.

Особое мнение А.А.Иванова, проголосовавшего «против»:

В части пункта 2 повестки заочного голосования «О критериях отнесения нормативного правового акта к общественно значимому в целях реализации функции Общественного совета при Росстандарте по проведению экспертизы соответствующих проектов».

В направленных материалах наименование проекта документа «Критерии ...» и его содержание не соответствую друг другу. В разделе 1 приведены признаки, характеризующие нормативный правовой акт, в разделе 2 - перечни проектов нормативных правовых актов. В то же время собственно критерии отнесения нормативного правового акта к общественно значимому в направленных материалах отсутствуют.

Ш. Об утверждении регламента по формированию и включению вопросов в повестку дня заседаний Общественного совета и План работы Общественного совета при Росстандарте

Решение:

Утвердить регламент по формированию и включению вопросов в повестку дня заседаний Общественного совета и План работы Общественного совета при Рос стандарте.

Голосовали: «за» — 21; «против» — 0; «воздержались» — 0

Принято единогласно.

Особое мнение А.А.Иванова, проголосовавшего «за» с учетом предложений:

В части пункта 3 повестки заочного голосования «Об утверждении регламента по формированию и включению вопросов в повестку дня заседаний Общественного совета и План работы Общественного совета при Росстандарте»:

• 1) В разделе 4 проекта «Регламента...» в перечень структур, имеющих право внесения вопросов для включения в План работ Общественного совета при Росстандарте и повестку дня заседания Общественного совета при Росстандарте, целесообразно дополнительно включить федеральные органы законодательной и судебной власти, а также органы власти субъектов Федерации

• 2) В текст проекта «Регламента...» целесообразно внести редакционные правки (файл прилагается).

• IV. О придании ежемесячному научно-практическому журналу «Компетентность/Competency (Russia)» статуса официального печатного органа Общественного совета при Росстандарте

Решение:

Придать ежемесячному научно-практическому журналу «Компетентность/ Competency (Russia)» статус официального печатного органа Общественного совета при Росстандарте.

Голосовали: «за» — 19; «против» — 0; «воздержались» — 2

Принято.

Особое мнение В.Я.Белобрагина, проголосовавшего «воздержался»:

Есть вопросы по тиражу.

Особое мнение А.А.Иванова, проголосовавшего «за» с учетом предложений:

В части пункта 4 повестки заочного голосования «О придании ежемесячному научно-практическому журналу «Компетентность/Competency (Russia)» статуса официального печатного органа Общественного совета при Росстандарте». Представляется целесообразным разработать отдельный документ (положение, соглашение...), в котором нашли бы отражение вопросы взаимодействия сторон при реализации сотрудничества (например, права и обязанности сторон...).

• V. О рассмотрении Общественным советом при Росстандарте проекта приказа Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии «О внесении изменений в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом

«О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. Кг 160 «Об утверждении формы проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом

«О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц» (зарегистрировано в Минюсте России 28 февраля 2022 г. № 67518).

Решение:

Одобрить проект приказа Госстандарта «О внесении изменении в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160 «Об утверждении формы проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц» (зарегистрировано в Минюсте России 28 февраля 2022 г. № 67518).

Голосовали: «за» — 19; «против» — 0; «воздержались» — 2

Принято.

VI. Разное

20 апреля 2022 г. в Госстандарт поступило заявление С.Н.Серёгина о прекращении полномочий в качестве члена Общественного совета при Госстандарте по собственному желанию.

Пунктом 4.12 Положения о Совете определено право члена Общественного Совета на свободный выход из Общественного совета по собственному желанию, пунктом 3.28 Положения о Совете установлено, что «Вопрос об исключении члена Общественного совета инициируется решением Общественного совета...»

Решение:

Досрочно прекратить полномочия члена Общественного совета при Госстандарте Сергея Николаевича Серёгина по основаниям, указанным в пункте 3.27. 1) Положения об Общественном совете при Федеральном агентстве по техническому регулированию и метрологии, согласно письменного заявления о сложении своих полномочий по собственному желанию.

Председатель

Общественного совета при Госстандарте

Ответственный секретарь Общественного совета при Госстандарте

---

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (МГС) INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC)
МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ	ГОСТ 30804.4.30—
СТАНД АРТ	2013
	(IEC 61000-4-30:2008)

Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ

(IEC 61000-4-30:2008, Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 4-30: Testing and measurement techniques — Power quality measurement methods, MOD)

Издание официальное

Москва Стандартинформ 2020

ГОСТ 30804.4.30—2013

Предисловие

Цели, основные принципы и общие правила проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2 « Межгосударственная система стандартизации . Стандарты межгосударственные , прави -ла и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

• 1 ПОДГОТОВЛЕН Закрытым акционерным обществом «Научно-испытательный центр «САМТЭС» и Техническим комитетом по стандартизации ТК 30 «Электромагнитная совместимость технических средств» на основе собственного перевода на русский язык англоязычной версии стандарта, указанного в пункте 5

• 2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

• 3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 25 марта 2013 г. № 55-П)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004—97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004—97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Казахстан	KZ	Госстандарт Республики Казахстан
Киргизия	KG	Кыргызстандарт
Молдова	MD	Молдова-Стандарт
Россия	RU	Росстандарт
Узбекистан	UZ	Узстандарт

(Поправка, ИУС № 7—2019)

• 4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 июля 2013 г. № 418-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 30804.4.30—2013 (IEC 61000-4-30:2008) введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2014 г.

• 5 Настоящий стандарт модифицирован по отношению к международному стандарту IEC 61000-4-30:2008 «Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 4-30. Техника испытаний и измерений. Методы измерений качества электрической энергии» («Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 4-30: Testing and measurement techniques — Power quality measurement methods», MOD) путем изменения его структуры для приведения в соответствие с правилами, установленными ГОСТ 1.5—2001 (подразделы 4.2 и 4.3); путем изменения фраз, слов, которые выделены в тексте курсивом.

Международный стандарт IEC 61000-4-30:2008 разработан Подкомитетом 77 А «Низкочастотные электромагнитные явления» Технического комитета МЭК ТК 77 «Электромагнитная совместимость».

IEC 61000-4-30:2008 (второе издание) отменяет и заменяет собой первое издание IEC 61000-4-30:2003.

Наименование настоящего стандарта изменено относительно наименования указанного международного стандарта для приведения в соответствие с ГОСТ 1.5—2001 (подраздел 3.6).

Сведения о соответствии ссылочных межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте, приведены в дополнительном приложении ДА.

Настоящий стандарт разработан на основе применения ГОСТ Р 51317.4.30—2008 (МЭК 61000-4-30:2008)¹

• 6 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

• 7 ИЗДАНИЕ (май 2020 г.) с Поправкой (ИУС № 7—2019)

Информация о введении в действие (прекращении действия) настоящего стандарта и изменений к нему на территории указанных выше государств публикуется в указателях национальных стандартов, издаваемых в этих государствах, а также в сети Интернет на сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации.

В случае пересмотра , изменения или отмены настоящего стандарта соответствующая ин -формация будет опубликована на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации в каталоге «Межгосударственные стандарты»

© Стандартинформ , оформление , 2014, 2020

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

ГОСТ 30804.4.30—2013

Содержание

• 1 Область применения

• 2 Нормативные ссылки

• 3 Термины и определения

• 4 Общие положения

  • 4.1 Классы характеристик процесса измерений

  • 4.2 Организация измерений

  • 4.3 Измеряемые электрические величины

  • 4.4 Объединение результатов измерений по времени

  • 4.5 Алгоритм объединения результатов измерений

  • 4.6 Неопределенность измерения текущего времени

  • 4.7 Концепция маркирования

• 5 Показатели качества электрической энергии

  • 5.1 Частота

  • 5.2 Значение напряжения

  • 5.3 Фликер

  • 5.4 Провалы напряжения и перенапряжения

  • 5.5 Прерывания напряжения

  • 5.6 Переходные процессы напряжения

  • 5.7 Несимметрия напряжений

  • 5.8 Гармоники напряжения

  • 5.9 Интергармоники напряжения

  • 5.10 Напряжения сигналов в электрических сетях

  • 5.11 Быстрые изменения напряжения

  • 5.12 Измерения отрицательного и положительного отклонений напряжения

  • 5.13 Установившееся отклонение напряжения в системах электроснабжения частотой 50 Гц . . . . 23

• 6 Область значений влияющих величин и подтверждение выполнения требований при неизменяющихся сигналах

  • 6.1 Область значений влияющих величин

  • 6.2 Подтверждение выполнения требований при неизменяющихся сигналах

Приложение А (справочное) Измерение показателей качества электрической энергии — вопросы и рекомендации

Приложение B (справочное) Измерения показателей качества электрической энергии — руководство по проведению

Приложение C (справочное) Рекомендации по характеристикам средств измерений

Приложение ДА (справочное) Сведения о соответствии ссылочных межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте

Библиография

Введение к IEC 61000-4-30:2008

Настоящий стандарт IEC входит в состав стандартов серии IEC 61000, публикуемых по вопросам электромагнитной совместимости в соответствии со следующей структурой:

- часть 1. Основы :

общее рассмотрение (введение, фундаментальные принципы), определения, терминология;

- часть 2. Электромагнитная обстановка:

описание электромагнитной обстановки, классификация электромагнитной обстановки, уровни электромагнитной совместимости;

- часть 3. Нормы :

нормы помехоэмиссии, нормы помехоустойчивости (в случаях, если они не являются предметом рассмотрения техническими комитетами (ТК), разрабатывающими стандарты на продукцию);

- часть 4. Методы испытаний и измерений: методы испытаний, методы измерений;

- часть 5. Руководства по установке и помехоподавлению: руководства по установке, методы и устройства помехоподавления;

- часть 9. Разное .

Каждая часть подразделяется на разделы, которые могут быть опубликованы как международные стандарты либо как технические условия или технические отчеты.

Данные стандарты, технические условия и технические отчеты будут опубликованы с указанием номера части, за которым следует дефис, а затем номер раздела (например, 61000-6-1).

Основными изменениями IEC 61000-4-30:2008 по отношению к IEC 61000-4-30:2003 являются:

- введение в текст уточнений и корректировок, касающихся классов А и В характеристик процесса измерений;

- введение нового класса S характеристик процесса измерений, предназначенного для применения в приборах наблюдения за качеством электрической энергии;

- введение нового приложения , содержащего рекомендации по измерительным приборам . Настоящий стандарт является частью 4-30 стандартов серии IEC 61000.

ГОСТ 30804.4.30—2013 (IEC 61000-4-30:2008)

М Е Ж Г О С У Д А Р С Т В Е Н Н Ы Й С Т А Н Д А Р Т

Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная МЕТОДЫ ИЗМЕРЕНИЙ ПОКАЗАТЕЛЕЙ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ Electric energy. Electromagnetic compatibility of technical equipment. Power quality measurement methods

Дата введения — 2014—01—01

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает методы измерений показателей качества электрической энергии (КЭ) в электрических сетях систем электроснабжения переменного тока частотой 50/60 Гц и порядок оценки результатов измерений.

Настоящий стандарт применяют при измерениях показателей КЭ в электрических сетях:

- систем электроснабжения общего назначения , присоединенных к Единой энергетической системе;

- изолированных систем электроснабжения общего назначения;

- систем электроснабжения промышленных предприятий и других объектов народного хозяйства, не относящихся к системам общего назначения, а также в электрических сетях, находящихся в собственности потребителей электрической энергии, подключенных к указанным системам электроснабжения.

Методы измерений изложены применительно к отдельным показателям КЭ для получения достоверных и повторяемых результатов независимо от средств измерений, используемых в соответствии с этими методами.

Методы измерений установлены для проведения измерений на местах эксплуатации электрооборудования.

Состав измеряемых показателей КЭ ограничен явлениями, относящимися к напряжению, представляющими собой кондуктивные электромагнитные помехи в системах электроснабжения.

В настоящем стандарте рассмотрены показатели КЭ, относящиеся к: частоте в системе электроснабжения (далее — частота); значению напряжения системы электроснабжения (далее — напряжение); фликеру; провалам напряжения и перенапряжениям; прерываниям напряжения; переходным процессам напряжения; несимметрии напряжений; гармоникам и интергармоникам напряжения; сигналам, передаваемым по электрическим сетям; быстрым изменениям напряжения; установившемуся отклонению напряжения в системах электроснабжения 50 Гц.

В зависимости от целей измерений могут быть проведены измерения всех показателей из указанного выше перечня либо их части.

Примечание — Сведения о показателях КЭ, относящихся к току, приведены в приложении А, подразделы А.3, А.5.

В межгосударственных стандартах , устанавливающих нормы КЭ в системах электроснаб -жения различного назначения, может быть установлен иной состав показателей КЭ.

Настоящий стандарт устанавливает методы измерений и требования к характеристикам средств измерений показателей КЭ (далее СИ), но не устанавливает пороговые значения показателей КЭ (нормы КЭ). Влияние преобразователей, включаемых между электрической сетью и СИ, детально не рассматривается.

Требования к точности измерений показателей КЭ в настоящем стандарте основаны на оценивании неопределенности измерений. Допускается при разработке нормативных

Издание официальное

документов, определяющих в соответствии с настоящим стандартом требования к СИ, методы их испытаний и поверки, устанавливать границы допустимой погрешности СИ.

В настоящем стандарте указываются меры предосторожности при подключении СИ к линиям под напряжением.

Примечание — Рекомендации по учету влияния преобразователей приведены в [1].

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие межгосударственные стандарты:

ГОСТ 13109—97¹) Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ 23875^{2 3} Качество электрической энергии. Термины и определения

ГОСТ 30372 (IEC 60050-161:1990) Совместимость технических средств электромагнитная. Термины и определения

ГОСТ 30804.4.7—2013 (IEC 61000-4-7:2009) Совместимость технических средств электромагнитная. Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем электроснабжения и подключаемых к ним технических средств

ГОСТ 30804.3.3 (IEC 61000-3-3:2008) Совместимость технических средств электромагнитная. Ограничения изменений напряжения, колебаний напряжения и фликера в низковольтных системах электроснабжения общего назначения. Технические средства с потребляемым током не более 16 А (в одной фазе), подключаемые к электрической сети при несоблюдении определенных условий подключения. Нормы и методы испытаний

ГОСТ 30804.3.11 (IEC 61000-3-11:2000) Совместимость технических средств электромагнитная. Колебания напряжения и фликер, вызываемые техническими средствами с потребляемым током не более 75 А (в одной фазе), подключаемыми к низковольтным системам электроснабжения при определенных условиях. Нормы и методы испытаний

ГОСТ CISPR 16-4-2 Совместимость технических средств электромагнитная. Требования к аппаратуре для измерения параметров индустриальных радиопомех и помехоустойчивости и методы измерений. Часть 4-2. Неопределенности, статистика и моделирование норм. Неопределенность измерений, вызываемая измерительной аппаратурой

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов и классификаторов на официальном интернет-сайте Межгосударственного совета по стандартизации, метрологии и сертификации (www.easc.by) или по указателям национальных стандартов, издаваемым в государствах, указанных в предисловии, или на официальных сайтах соответствующих национальных органов по стандартизации. Если на документ дана недатированная ссылка, то следует использовать документ, действующий на текущий момент, с учетом всех внесенных в него изменений. Если заменен ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, то следует использовать указанную версию этого документа. Если после принятия настоящего стандарта в ссылочный документ, на который дана датированная ссылка, внесено изменение, затрагивающее положение, на которое дана ссылка, то это положение применяется без учета данного изменения. Если ссылочный документ отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 30372, ГОСТ 13109, ГОСТ 23875, [2], [3], а также следующие термины с соответствующими определениями:

• 3.1 канал (channel): Индивидуальный тракт передачи измерительной информации в средстве измерений.

Примечание — «Канал» и «фаза» не одно и то же. Канал напряжения определяется разностью потенциалов между двумя проводниками. Понятие «фаза» относится к отдельному проводнику. В многофазных системах канал может быть между двумя фазами, или между фазой и нейтралью, или между фазой и землей, или между нейтралью и землей.

• 3.2 международная шкала координированного времени (coordinated universal time) UTC: Шкала времени, на основе которой осуществляется координированное распространение по радио стандартных частот и сигналов времени. Международная шкала координированного времени соответствует международному атомному времени, но отличается от него на целое число секунд.

Примечания

• 1 Применительно к требованиям настоящего стандарта применяется «Национальная шкала координированного времени Российской Федерации UTC (SU)».

• 2 Международная шкала координированного времени устанавливается Международным комитетом мер и весов и Международной службой вращения Земли.

• 3.3 входное напряжение (declared input voltage) U_din: Напряжение, определяемое напряжением в системе электроснабжения и коэффициентом преобразования измерительного преобразователя.

• 3.4 напряжение в системе электроснабжения (declared supply voltage) U_c: Напряжение U_c, в качестве которого обычно принимают номинальное напряжение U_nom в системе электроснабжения. Если по согласованию между поставщиком и потребителем электрической энергии напряжение электрической сети отличается от номинального напряжения, то данное напряжение принимают в качестве напряжения в системе электроснабжения U_c.

• 3.5 пороговое значение провала напряжения (dip threshold): Значение напряжения, устанавливаемое для определения начала и конца провала напряжения.

• 3.6 маркированные данные (flagged data): Термин, применяемый для обозначения результатов измерений показателей КЭ и результатов объединения измеренных значений показателей на временных интервалах, в пределах которых имели место прерывания, провалы напряжения или перенапряжения.

В настоящем стандарте для обозначения результатов измерений показателей КЭ и результатов объединения измеренных значений в условиях воздействия прерываний, провалов напряжения и перенапряжения вместо термина «сигнализация флагами» («fl agging») в соответствии с [4] применен термин «маркирование».

Примечание — Маркирование данных позволяет принять меры, исключающие учет единственного события более чем один раз для различных показателей КЭ. Маркирование предоставляет дополнительную информацию об измерении или объединении измеренных значений показателей КЭ. Маркированные данные не подлежат удалению из состава хранимых данных. В ряде случаев маркированные данные могут не учитываться при дальнейшем анализе, в других случаях сведения о том, что данные маркированы, могут иметь большое значение. Если в стандартах, устанавливающих нормы КЭ, не изложены правила оценки маркированных данных, порядок их применения устанавливает пользователь СИ, заявитель испытаний или испытательная лаборатория.

• 3.7 фликер (flicker): Ощущение неустойчивости зрительного восприятия, вызванное световым источником, яркость или спектральный состав которого изменяются во времени.

• 3.8 основная составляющая (fundamental component): составляющая напряжения, частота которой равна основной частоте.

• 3.9 основная частота (fundamental frequency): Частота в спектре, полученном путем преобразования Фурье функции времени, относительно которой рассматриваются все частоты спектра.

В случае возможного риска неопределенности при определении основной частоты данная частота должна быть определена с учетом числа полюсов и скорости вращения синхронного генератора (генераторов), питающего систему электроснабжения.

• 3.10 гармоническая составляющая (harmonic component): Любая из составляющих на частоте гармоники.

Значение гармонической составляющей обычно выражается среднеквадратичным значением. Для краткости вместо термина «гармоническая составляющая» допускается применение термина «гармоника ».

• 3.11 частота гармоники (harmonic frequency): Частота, кратная основной частоте.

Примечание — Отношение частоты гармоники к основной частоте называют «порядком гармоники».

• 3.12 влияющая величина (influence quantity): Любая величина, которая может оказать влияние на рабочие характеристики СИ.

Примечание — Влияющая величина обычно является внешним фактором, воздействующим на СИ.

3.13 интергармоническая составляющая (interharmonic component): Составляющая на частоте интергармоники.

Значение интергармонической составляющей обычно выражается среднеквадратичным значением. Для краткости вместо термина «интергармоническая составляющая» допускается применение термина «интергармоника».

• 3.14 частота интергармоники (interharmonic frequency): Частота, которая не является целым кратным основной частоте.

Примечания

• 1 Аналогично понятию «порядок гармоники» под «порядком интергармоники» понимают отношение частоты интергармоники к основной частоте. Это отношение не выражается целым числом (рекомендуемое условное обозначение m).

• 2 Если m < 1, допускается применение термина «субгармоническая частота».

• 3.15 прерывание напряжения (interruption): Уменьшение напряжения в конкретной точке электрической системы ниже порогового значения прерывания напряжения.

3.16 пороговое значение прерывания напряжения (interruption threshold): Значение напряжения, устанавливаемое для определения начала и конца прерывания напряжения.

3.17 неопределенность измерений (measurement uncertainty): Параметр, связанный с результатом измерений и характеризующий рассеяние значений, которые могли бы быть обоснованно приписаны измеряемой величине.

Примечание — В качестве примера вычисления неопределенности измерений см. ГОСТ CISPR 16-4-2.

3.18 номинальное напряжение (nominal voltage) U_n: Напряжение, применяемое для обозначения или идентификации системы электроснабжения.

3.19 положительное отклонение напряжения (overdeviation): Разность между измеренным и номинальным значениями напряжения в случае, когда измеренное значение больше номинального значения.

3.20 качество электрической энергии (power quality) КЭ: Степень соответствия характеристик электрической энергии в данной точке электрической системы совокупности нормированных показателей КЭ.

Примечание — Показатели КЭ в некоторых случаях определяют электромагнитную совместимость электрической сети при передаче электрической энергии и приемников электрической энергии, подключенных к данной сети.

3.21 устройство для отсчета текущего времени, внутренние часы (real-time clock, RTC): Прибор для отсчета текущего времени, являющийся частью конструкции СИ, используемый при применении методов измерений показателей КЭ, установленных в настоящем стандарте.

Примечание — Взаимосвязь между текущим временем СИ и временем «Национальной шкалы координированного времени Российской Федерации UTC (SU)» (см 3.2) установлена в 4.6.

3.22 среднеквадратическое значение (root-mean-square value, r.m.s.): Корень квадратный из среднего арифметического значения квадратов мгновенных значений величины, измеренных в течение установленного интервала времени и в установленной полосе частот.

3.23 среднеквадратическое значение напряжения, обновляемое для каждого полупериода (r.m.s. voltage refreshed each half-cycle) U_rms(1/2): Среднеквадратичное значение напряжения, измеренное на интервале времени, равном одному периоду основной частоты, начиная с пересечения нуля напряжением основной частоты, обновляемое для каждого полупериода.

Примечания

• 1 Данный метод применяют независимо в каждом канале для получения среднеквадратичных значений в последовательные моменты времени для различных каналов трехфазных систем.

• 2 Среднеквадратическое значение напряжения, обновляемое для каждого полупериода, используют только при обнаружении и оценке провала напряжения, перенапряжения и прерывания напряжения для класса А характеристик процесса измерения.

• 3 Среднеквадратическое значение напряжения, обновляемое для каждого полупериода, может быть напряжением «фаза — фаза» или «фаза — нейтраль».

3.24 среднеквадратическое значение напряжения, обновляемое для каждого периода (r.m.s. voltage refreshed each cycle) U_rms(1): Среднеквадратическое значение напряжения, измеренное на интервале времени, равном одному периоду основной частоты, обновляемое для каждого периода.

Примечания

1 В противоположность методу определения U_rms(1/2), метод определения U_rms(1) не предусматривает определения начала периода.

2 Среднеквадратическое значение напряжения, обновляемое для каждого периода, используют только при обнаружении и оценке провала напряжения, перенапряжения и прерывания напряжения для класса S характеристик процесса измерения.

• 3 Среднеквадратическое значение напряжения, обновляемое для каждого периода, может быть напряжением «фаза — фаза» или «фаза — нейтраль».

3.25 область значений влияющих величин (range of influence quantities): Множество значений влияющих величин при изменении отдельной влияющей величины в установленных пределах.

3.26 опорный канал (reference channel): Один из каналов измерения напряжения, выбранный в качестве контрольного при многофазных измерениях.

3.27 остаточное напряжение (residual voltage) U_res: Минимальное значение напряжения U_rms(1/2) или U_rms(1), зарегистрированное во время провала или прерывания напряжения.

Примечание — Значение остаточного напряжения выражают в вольтах, процентах или долях входного напряжения U_din. Для класса А характеристик процесса измерения применяют U_rms(1/2), для класса S допускается применять Urms(1/2) или Urms(1) (см. 5.4.1).

3.28 скользящее опорное напряжение сравнения (sliding reference voltage) U_sr: Значение напряжения, усредненное за определенный интервал времени, предшествующий появлению провала напряжения, перенапряжения или быстрого изменения напряжения.

3.29 пороговое значение перенапряжения (swell threshold): Значение напряжения, устанавливаемое для определения начала и конца перенапряжения.

3.30 объединение по времени (time aggregation): Объединение нескольких последовательных значений конкретного показателя КЭ, измеренных на одинаковых интервалах времени, для получения значения показателя при большем интервале времени.

В настоящем стандарте для обозначения результатов объединения нескольких последовательных значений показателя КЭ, измеренных на одинаковых интервалах времени, вместо термина «собирание» («aggregation») в соответствии с [4] применен термин «объединение».

Примечание — В настоящем стандарте объединение значений показателей КЭ представляет собой их объединение только по времени.

3.31 отрицательное отклонение напряжения (underdeviation): Абсолютное значение разности между измеренным и номинальным значением напряжения в случае, когда измеренное значение меньше номинального значения.

• 3.32 провал напряжения (voltage dip): Временное уменьшение напряжения в конкретной точке электрической системы ниже порогового значения.

Примечание — Прерывание напряжения является особым случаем провала напряжения. Отличие прерывания напряжения от провала напряжения может быть установлено последующей обработкой результатов измерений.

• 3.33 перенапряжение (voltage swell): Временное увеличение напряжения в конкретной точке электрической системы выше порогового значения.

• 3.34 несимметрия напряжений (voltage unbalance): Состояние системы энергоснабжения трехфазного переменного тока, в которой среднеквадратические значения основных составляющих между-фазных напряжений или углы сдвига фаз между основными составляющими междуфазных напряжений не равны между собой.

Примечания

1 Степень несимметрии обычно выражают отношением напряжений обратной и нулевой последовательно -стей к напряжению прямой последовательности.

2 В настоящем стандарте несимметрия напряжений рассматривается применительно только к трехфазным системам энергоснабжения.

• 3.35 установившееся отклонение напряжения: Разность между среднеквадратическим значением напряжения основной частоты в системе электроснабжения, определенным на установленном интервале времени, и номинальным значением напряжения.

• 3.36 верификация (verifi cation): Подтверждение посредством представления объективных свидетельств того, что установленные требования были выполнены.

Примечание — В настоящем стандарте вместо термина «верификация» в соответствии с [4] применен термин «подтверждение выполнения требований».

• 3.37 информационные сигналы в электрической сети: Сигналы, создаваемые в электрической сети поставщиком или потребителем электрической энергии, а также другими субъектами хозяйственной деятельности, как правило, на негармонических частотах, для передачи данных, команд управления, оповещения и т. д.

4 Общие положения

4.1 Классы характеристик процесса измерений

Настоящий стандарт устанавливает для каждого измеряемого показателя КЭ три класса характеристик процесса измерения — A, S и В (далее — классы A, S, В). Для каждого класса определены методы измерений и соответствующие требования к характеристикам СИ.

Класс А

Данный класс применяют, если необходимо проведение точных измерений, например, при проверке соответствия стандартам, устанавливающим нормы КЭ, при выполнении условий договоров, предусматривающих возможность разрешения спорных вопросов путем измерений и т. д. Любые измерения показателя КЭ, проведенные двумя различными СИ, соответствующими требованиям класса А, должны при измерении одних и тех же сигналов обеспечивать получение воспроизводимых результатов с установленной для данного показателя неопределенностью.

Класс S

Данный класс применяют при проведении обследований и оценке КЭ с использованием статистических методов, в том числе при ограниченной номенклатуре показателей. Хотя интервалы времени измерений показателей КЭ для классов S и А одинаковы, требования к характеристикам процесса измерения класса S снижены.

Класс В

Данный класс установлен для того, чтобы избежать признания СИ многих существующих типов устаревшими.

Примечание — Класс В не рекомендован для вновь разрабатываемых СИ. В следующем издании настоящего стандарта класс В может быть исключен.

Области значений влияющих величин при определении соответствия каждому классу установлены в 6.1. Класс устанавливают с учетом применения конкретного СИ.

Примечания

1 Изготовитель СИ должен указать влияющие величины, не установленные в настоящем стандарте, которые могут ухудшить характеристики СИ. Рекомендации по этому вопросу приведены в [1].

2 СИ может быть изготовлено для измерения всех показателей КЭ, указанных в настоящем стандарте (стандарте, устанавливающем нормы КЭ в системах электроснабжения различного назначения), или их части и должно предпочтительно соответствовать одному и тому же классу при измерении различных показателей.

• 3 При изготовлении СИ должен быть установлен перечень измеряемых показателей КЭ, классы характеристик процесса измерения по каждому показателю, интервалы изменения входного напряжения U_din для каждого класса, а также необходимые требования и дополнительное оборудование, обеспечивающие соответствие классам процесса измерения (синхронизация, применение измерительных преобразователей, периодичность калибровки, пределы изменения температуры и т. д.).

• 4 Для классов приняты следующие обозначения: А («advanced») — «повышенного типа»; S («survey») — «для наблюдений». Класс B («basic») — «начальный», не рекомендован для СИ новых типов, так как может быть исключен в следующем издании настоящего стандарта.

4.2 Организация измерений

Измерение электрической величины может проводиться при непосредственном подключении СИ в точке сети, что в основном имеет место в низковольтных электрических системах, или с использованием измерительного преобразователя.

Полная измерительная цепь показана на рисунке 1.

СИ, предназначенное для измерения показателей КЭ, может включать в себя все элементы, входящие в полную измерительную цепь (см. рисунок 1), или их часть.

В нормативной части настоящего стандарта измерительные преобразователи и связанные с ними неопределенности измерений не рассматриваются.

Описание и характеристики измерительных преобразователей приведены в приложении А, подраздел А.3.

4.3 Измеряемые электрические величины

Измерения в системах электроснабжения однофазного и трехфазного переменного тока могут в зависимости от задач проводиться между фазными проводами и нейтральным проводом (« фаза — нейтраль»), между фазными проводами («фаза — фаза») или между нейтральным проводом и проводом защитного заземления.

Настоящий стандарт не устанавливает порядок выбора электрических величин, подлежащих измерениям.

Методы измерений, установленные в настоящем стандарте, предусматривают проведение независимых измерений в каждом канале, за исключением измерений несимметрии напряжений, которые проводятся только в трехфазных системах электроснабжения.

Мгновенные междуфазные значения напряжения могут быть измерены непосредственно или получены из мгновенных фазных («фаза — нейтраль») значений напряжения.

Измерения тока могут проводиться в каждом проводе электрической сети, включая нейтральный провод и провод защитного заземления.

Примечание — В ряде случаев целесообразно проводить одновременные измерения тока и напряжения и связывать результаты измерений тока в одном проводе с результатами измерений напряжения между этим проводом и опорным проводом, например проводом защитного заземления или нейтральным проводом.

4.4 Объединение результатов измерений по времени

Применяют следующий порядок объединения результатов измерений показателей КЭ по времени. Класс А

В качестве основного интервала времени при измерениях показателей КЭ, характеризующихся среднеквадратическим значением (относящихся к напряжению, гармоникам и интергармоникам, несим-метрии напряжений, установившемуся отклонению напряжения в системах электроснабжения 50 Гц), должен быть принят интервал длительностью 10 периодов для систем электроснабжения частотой 50 Гц или 12 периодов для систем электроснабжения частотой 60 Гц.

Измерения на основных интервалах времени 10/12 периодов должны синхронизироваться с текущим временем при каждой 10-минутной отметке текущего времени внутренних часов СИ (см. рисунок 2).

Неопределенность этого измерения включают в неопределенность измерения каждого показателя КЭ, указываемую в протоколе измерений.

Измерения показателей КЭ, установленных в ГОСТ 13109, включая установившееся отклонение напряжения, размах изменения напряжения, коэффициент искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности; коэффициент временного перенапряжения проводят на основном интервале времени измерений 10 периодов.

Результаты измерений на основных интервалах времени затем объединяют для получения значений показателей КЭ для трех различных увеличенных интервалов времени (далее — объединенные интервалы):

- 3 с (150 периодов для систем электроснабжения частотой 50 Гц или 180 периодов для систем частотой 60 Гц);

- 10 мин ;

- 2 ч .

входной                      сигнал,                     измерения результата

сигнал                   подлежащий                              измерения

измерению

Рисунок 1 — Полная измерительная цепь

Примечания

1 В ряде случаев могут быть применены другие объединенные интервалы , например 1 мин . При их использо -вании метод объединения результатов измерений должен соответствовать установленному в настоящем стандарте. Например, метод объединения результатов измерений на интервале времени 1 мин должен быть аналогичен методу объединения на интервале 10 мин.

2 Рекомендации по применению объединенных результатов измерений приведены в приложении B, подразделы B.1, B.2.

Класс S

Основной и объединенные интервалы времени должны быть такими же, как для класса А. Синхронизацию результатов измерений на основных интервалах времени 10/12 периодов с текущим временем проводят в соответствии с рисунками 3 и 4.

Класс B

Число и длительности объединенных временных интервалов устанавливает изготовитель СИ.

4.5 Алгоритм объединения результатов измерений

4.5.1 Требования

За значение величины на объединенном интервале времени принимают значение, равное корню квадратному из среднеарифметического значения квадратов входных величин.

Примечание — При измерениях дозы фликера применяют иной алгоритм объединения результатов измерений (см. [5]).

i,j, k — номера основных интервалов времени при измерениях показателей КЭ

Рисунок 2 — Синхронизация объединенных интервалов для класса А

i, j, k — номера основных интервалов времени при измерениях показателей КЭ

Рисунок 3 — Синхронизация объединенных интервалов для класса S: измерение показателей КЭ, для которых пропуски недопустимы

• 4.5.2 Объединение на интервале времени 150/180 периодов

Класс А

Значение величины на объединенном интервале времени 3 с (150/180 периодов) получают объединением пятнадцати результатов измерений на основных интервалах времени (10/12 периодов). Пропуски между интервалами времени 10/12 периодов не допускаются.

Объединенные интервалы времени 3 с (150/180 периодов) синхронизируют с текущим временем при каждой 10-минутной отметке текущего времени, как показано на рисунке 2.

В момент 10-минутной отметки текущего времени начинается новый интервал 150/180 периодов и вместе с тем завершается предыдущий интервал 150/180 периодов. В результате возникает перекрытие между двумя интервалами 150/180 периодов (перекрытие 2 на рисунке 2).

Класс S

Значение величины на интервале времени 150/180 периодов получают объединением результатов измерений на основных интервалах времени 10/12 периодов. Синхронизация при каждой 10-минутной отметке текущего времени возможна, но не является обязательной (см. рисунок 3). Пропуски отдельных интервалов 10/12 периодов при измерениях показателей КЭ допустимы при измерениях гармоник, интергармоник, сигналов в электрических сетях и несимметрии. При этом в течение каждого объединенного интервала 150/180 периодов должны быть использованы не менее трех результатов измерений на основных интервалах 10/12 периодов, причем каждые 50/60 периодов должен быть использован по меньшей мере один результат измерений на интервале 10/12 периодов (см. рисунок 4). При измерениях других показателей КЭ значение величины на объединенном интервале времени 150/180 периодов получают объединением пятнадцати результатов измерений на интервалах времени 10/12 периодов, полученных без пропусков.

Класс B

Метод объединения результатов измерений устанавливает изготовитель СИ.

• 4.5.3 Объединение на интервале времени 10 мин

Класс А

Объединенное значение величины на интервале времени 10 мин должно быть связано с текущим временем (включать метку текущего времени). Метка времени должна указывать время окончания 10-минутного интервала. Значение величины на объединенном интервале времени 10 мин получают объединением результатов измерений на основных интервалах времени 10/12 периодов. Пропуски между интервалами времени 10/12 периодов не допускаются. Каждый 10-минутный интервал начинается в момент 10-минутной отметки текущего времени. 10-минутные отметки текущего времени используются также для синхронизации основных интервалов 10/12 периодов и объединенных интервалов 150/180 периодов (см. рисунок 2).

Последний основной интервал (интервалы) времени (10/12 периодов), входящий в 10-минутный объединенный интервал, будет, как правило, перекрывать 10-минутную отметку текущего времени. Любой результат измерений на перекрывающем интервале времени 10/12 периодов (см. перекрытие 1 на рисунке 2) включают в объединенный результат для данного 10-минутного интервала времени.

Класс S

Для класса S может быть применен алгоритм объединения результатов измерений на интервале времени 10 мин, установленный для класса А.

Допускается также применение упрощенного алгоритма объединения, указанного ниже.

Новый 10-минутный объединенный интервал должен начинаться после 10-минутной отметки текущего времени в момент начала нового основного интервала времени 10/12 периодов. Синхронизация 10-минутных интервалов времени и основных интервалов времени 10/12 периодов с текущим временем не требуется. Допускается свободный сдвиг 10-минутного объединенного интервала времени относительно текущего времени внутренних часов СИ.

Объединенный результат на интервале времени 10 мин должен включать метку текущего времени. Метка времени должна указывать время окончания 10-минутного интервала.

При данном алгоритме объединения результатов измерений перекрытия будут отсутствовать, как показано на рисунках 3 и 4.

Примечание — Значение частоты в системе электроснабжения может быть выше или ниже номинального значения. В примере, представленном на рисунке 3, значение частоты ниже номинального и объединенный интервал 150/180 периодов перекрывает 10-минутную отметку текущего времени. В примере, представленном на рисунке 4, значение частоты выше номинального и имеют место пропуски измерений. Объединенный интервал 150/180 периодов заканчивается ранее 10-минутной отметки текущего времени.

Класс B

Алгоритм объединения результатов измерений устанавливает изготовитель СИ.

• 4.5.4 Объединение на интервале времени 2 ч

Класс А

Значение величины на объединенном интервале времени 2 ч получают объединением 12 результатов измерений на объединенных 10-минутных интервалах времени. Пропуски между интервалами времени 2 ч или их перекрытия не допускаются. Начала интервалов времени 2 ч должны совпадать с часовыми отметками четных часов текущего времени СИ.

Класс S

Для класса S применяют алгоритм объединения результатов измерений, установленный для класса А.

Класс B

Алгоритм объединения результатов измерений устанавливает изготовитель СИ.

4.6 Неопределенность измерения текущего времени

При измерениях показателей КЭ неопределенность измерения текущего времени СИ определяют по отношению к времени «Национальной шкалы координированного времени UTC (SU)» (см. 3.2).

Класс А

Неопределенность измерения текущего времени не должна превышать ± 20 мс при измерениях в системах электроснабжения частотой 50 Гц и ± 16,7 мс в системах электроснабжения частотой 60 Гц независимо от длительности объединенного интервала времени.

Данное требование к измерению текущего времени может быть выполнено, например, с применением процедуры синхронизации, периодически проводимой во время измерений, с помощью приемника систем ГЛОНАСС, GPS или путем приема радиосигналов точного времени.

Если синхронизация с помощью внешнего сигнала невозможна, допустимое отклонение текущего времени должно быть менее 1 с за 24 ч, однако данное допущение не исключает выполнения требования к неопределенности, указанного выше.

Примечание — Данное требование является необходимым для получения одинаковых 10-минутных и двухчасовых объединенных результатов при измерении одного и того же входного электрического сигнала двумя СИ, применяющими методы измерений с характеристиками класса А. Данное требование также является необходимым при использовании более чем одного СИ по классу А, устанавливаемых в разных местах.

Класс S

Неопределенность измерения текущего времени не должна превышать ± 5 с за 24 ч.

Класс В

Неопределенность измерения текущего времени и метод определения объединенных интервалов (при их наличии) устанавливает изготовитель СИ. Изготовитель СИ устанавливает метод расчета неопределенности измерения текущего времени.

4.7 Концепция маркирования

Во время провала напряжения, перенапряжения или прерывания напряжения алгоритм, применяемый при измерении других показателей КЭ (например частоты), может привести к недостоверному результату. Маркирование результатов измерений позволяет избежать учета единственного события более чем один раз для различных показателей (например, учета единственного провала напряжения как одновременного провала напряжения и отклонения частоты) и показать, что объединенное значение может быть недостоверным.

Маркирование проводят только при воздействии провалов напряжения, перенапряжений и прерываний напряжения. Выявление провалов напряжения и перенапряжений зависит от пороговых значений, установленных в СИ, оказывающих влияние на принятие решения о том, какие данные должны маркироваться.

Маркирование выполняют при проведении измерений с характеристиками процесса измерения классов А и S показателей КЭ, относящихся: к частоте, значению напряжения, дозе фликера, несимме-трии напряжений, гармоникам и интергармоникам напряжения, напряжениям сигналов передачи данных и при измерениях отрицательного и положительного отклонения напряжения.

Маркирование должно выполняться при проведении измерений с характеристиками процесса измерения классов А и S следующих показателей КЭ, установленных в ГОСТ 13109: установившегося отклонения напряжения, размаха изменения напряжения, дозы фликера, коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения, коэффициента n-й гармонической составляющей напряжения, коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности, коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности, коэффициента временного перенапряжения.

Если во время конкретного интервала времени какое-либо из значений маркируется, объединенный результат измерений, включающий в себя это значение, тоже подлежит маркированию. Маркированное значение должно сохраняться и вводиться в процесс объединения результатов измерений так же, как и другие значения. Поэтому если во время конкретного интервала времени какое-либо из значений маркируется, то все объединенные значения, включающие в себя маркированные значения, также должны маркироваться и сохраняться.

Примечание — Маркирование должно включать сведения о дате и времени. Маркирование свидетельствует о наличии определенных проблем при выполнении измерений. Если в стандартах, устанавливающих нормы КЭ, не изложены правила оценки маркированных данных, порядок их применения устанавливает пользователь СИ, заявитель испытаний или испытательная лаборатория.

5 Показатели качества электрической энергии

5.1 Частота

5.1.1 Метод измерений

Класс А

Значение частоты должно быть измерено на каждом интервале времени 10 с. Поскольку частота переменного тока может не равняться точно 50 Гц или 60 Гц в пределах интервала 10 с, число периодов может быть не целым числом. Измеренная основная частота равна отношению числа целых периодов, подсчитанных в 10-секундный интервал времени, к общей продолжительности целых периодов. Перед каждой оценкой частоты гармоники и интергармоники должны быть ослаблены с тем, чтобы минимизировать влияние многократных пересечений нуля.

Интервалы времени измерений 10 с не должны перекрываться. Отдельные периоды, которые перекрывают 10-секундный интервал текущего времени, не учитывают. Каждый 10-секундный интервал должен начинаться на абсолютной 10-секундной отметке текущего времени. Неопределенность при установке текущего времени не должна превышать ± 20 мс при измерениях в системах частотой 50 Гц и ± 16,7 мс в системах частотой 60 Гц .

Допускается применение других методов для получения эквивалентных результатов.

Класс S

Применяют метод измерений, установленный для класса А.

Класс В

Метод измерений частоты устанавливает изготовитель СИ.

• 5.1.2 Неопределенность измерений и диапазон измерений

Класс А

Неопределенность измерений в области значений влияющих величин и при выполнении требований, установленных в 6.1, не должна превышать ± 0,01 Гц при диапазонах измерений 42,5—57,5/51—69 Гц.

Класс S

Неопределенность измерений в области значений влияющих величин и при выполнении требований, установленных в 6.1, не должна превышать ± 0,05 Гц при диапазонах измерений 42,5—57,5/51—69 Гц.

Класс В

Неопределенность измерений при диапазонах измерений 42,5—57,5/51—69 Гц устанавливает изготовитель СИ. Изготовитель СИ устанавливает метод расчета неопределенности измерений.

• 5.1.3 Оценка результатов измерений

Класс А

При измерении частоты используют опорный канал.

Примечание — Изготовитель СИ должен установить характеристики процесса измерения частоты при потере сигнала в опорном канале.

Класс S

Так же, как для класса А.

Класс В

Изготовитель СИ должен указать процесс, используемый для измерений частоты.

5.1.4 Объединение результатов измерений

Объединение результатов измерений не применяют.

Примечание — В качестве показателя КЭ допускается применение отклонения частоты от номинального значения.

• 5.2 Значение напряжения

• 5.2.1 Метод измерений

Класс А

Проводят измерения среднеквадратического значения напряжения на основном интервале времени измерения (10 периодов для систем электроснабжения частотой 50 Гц или 12 периодов — для систем частотой 60 Гц). Интервалы времени 10/12 периодов должны следовать друг за другом. Перекрытие со смежными интервалами 10/12 периодов не допускается, за исключением возможного перекрытия, показанного на рисунке 2 (см. «Перекрытие 1»).

Примечания

• 1 Данный метод применяют только для квазистационарных электрических сигналов и не используют при обнаружении и измерении параметров таких явлений ухудшения КЭ, как провалы напряжения, перенапряжения и прерывания напряжения, а также переходные процессы.

• 2 Среднеквадратичное значение напряжения включает в себя гармоники , интергармоники , информационные сигналы в электрических сетях и т. д.

Класс S

Так же, как для класса А.

Класс В

Проводят измерения среднеквадратического значения напряжения на интервале времени измерений, установленном изготовителем СИ.

• 5.2.2 Неопределенность измерений и диапазон измерений

Класс А

Неопределенность измерений в области значений влияющих величин и при выполнении требований, установленных в 6.1, не должна превышать ± 0,1 %U_din в диапазоне измерений 10 % —150 % U_din.

Класс S

Неопределенность измерений в области значений влияющих величин и при выполнении требований, установленных в 6.1, не должна превышать ± 0,5 %U_din в диапазоне измерений 20 % — 120 % U_din.

Класс В

Неопределенность измерений в области значений влияющих величин и при выполнении требований, установленных в 6.1, должен установить изготовитель СИ. При этом неопределенность измерений не должна превышать ± 1 % U_din в диапазоне измерений, установленном изготовителем СИ. Изготовитель СИ устанавливает метод расчета неопределенности измерений.

5.2.3 Оценка результатов измерений

Требования не устанавливают.

5.2.4 Объединение результатов измерений

Объединение результатов измерений проводят в соответствии с 4.4 и 4.5.

• 5.3 Фликер

• 5.3.1 Метод измерений

Класс А

Измерения проводят в соответствии с [5].

Класс S

Измерения проводят в соответствии с [5].

Класс B

Требования не устанавливают.

Примечание — Измерения в соответствии с [5] относятся к низковольтным электрическим сетям напряжением 230 В частотой 50 Гц. В настоящее время рассматривается возможность применения установленного в [5] метода измерения фликера к другим напряжениям.

• 5.3.2 Неопределенность измерений и диапазон измерений

Класс А

В соответствии с [5] в области значений влияющих величин и при выполнении требований, установленных в 6.1, требования к неопределенности измерений по [5] должны быть выполнены в диапазоне измерений кратковременной дозы фликера P_st от 0,2 до 10.

Класс S

В соответствии с [5] в области значений влияющих величин и при выполнении требований, установленных в 6.1, сниженные в два раза требования к неопределенности измерений по [5] должны быть выполнены в диапазоне измерений кратковременной дозы фликера P_st от 0,4 до 4.

Класс B

Требования не устанавливают.

• 5.3.3 Оценка результатов измерений

Класс А

В соответствии с [5] окончания 10- минутных объединенных интервалов времени при измерениях кратковременной дозы фликера P_st должны соответствовать 10-минутным отметкам текущего времени СИ. Результаты измерений на 10-минутных интервалах должны включать метку текущего времени. При воздействии провалов напряжения, перенапряжений и прерываний напряжения значения кратковременной дозы фликера P_st и длительной дозы фликера P_lt (см. [5]) должны быть маркированы.

Класс S

Так же, как для класса А.

Класс В

Требования в настоящем стандарте не установлены.

• 5.3.4 Объединение результатов измерений

Класс А

Объединение результатов измерений проводят в соответствии с [5]. Для P_lt объединение проводят на интервале времени 2 ч (см. 4.5.4).

Класс S

Так же, как для класса А.

Класс В

Требования не устанавливают.

• 5.4 Провалы напряжения и перенапряжения

• 5.4.1 Метод измерений

Класс А

Измерение провалов напряжения и перенапряжений следует проводить на основе измерений в каждом канале среднеквадратических значений напряжения, обновляемых для каждого полупериода, U_rmS(i/2) (см. 3.23). Длительность периода должна определяться значением частоты измеряемого сигнала. В качестве значения частоты следует принимать последний немаркированный результат измерений частоты в системе энергоснабжения (см. 4.7 и 5.1) или результат, полученный иным методом, соответствующим требованиям к неопределенности измерений по 6.2.

Примечание — Среднеквадратичное значение напряжения U_rms(1/2) включает в себя гармоники, интергармоники, информационные сигналы в электрических сетях и т. д.

Класс S

Измерение провалов напряжения и перенапряжений следует проводить на основе измерений в каждом канале среднеквадратических значений напряжения, обновляемых для каждого полупериода, U_rmS(i/2)(см. 3.23) либо на основе измерений в каждом канале среднеквадратических значений напряжения, обновляемых для каждого периода, U_rmS(₁-.₎ (см. 3.24). Проводимые измерения устанавливает изготовитель СИ.

Примечание — Среднеквадратичное значение напряжения U_rms(1) включает в себя гармоники, интергармоники, информационные сигналы в электрических сетях и т. д.

Класс В

Изготовитель СИ должен установить метод измерений среднеквадратических значений напряжения.

5.4.2 Обнаружение и оценка провала напряжения

• 5.4.2.1 Обнаружение провала напряжения

Пороговое значение провала напряжения устанавливают в процентах от значения входного напряжения U_din или значения скользящего опорного напряжения сравнения U_sr (см. 5.4.4). Изготовитель СИ должен указать используемое пороговое напряжение.

Примечание — Скользящее опорное напряжение сравнения U_sr обычно не используют в низковольтных системах электроснабжения (см. [6]).

При обнаружении провалов напряжения считают, что:

• - в однофазных системах электроснабжения провал напряжения начинается, когда значение U_mS(l/2) падает ниже порогового значения провала напряжения и заканчивается, когда значение U_rms^_1/2) равно или превышает пороговое значение провала напряжения плюс 2 % от U_din;

• - в трехфазных системах электроснабжения провал напряжения начинается, когда значение U_rms в одном или более числе каналов падает ниже порогового значения провала напряжения и заканчивается, когда значение U_rms равно или превышает пороговое значение провала напряжения плюс 2 % U_din во всех каналах, в которых проводят измерения.

Пороговое значение провала напряжения определяют с учетом условий измерений.

• 5.4.2.2 Оценка провала напряжения

Провал напряжения характеризуют остаточным напряжением U_res или глубиной провала напряжения и длительностью провала. В качестве остаточного напряжения принимают наименьшее значение U_rms, измеренное в любом канале во время провала напряжения. Под глубиной провала напряжения понимают разность между опорным напряжением (U_din или U_sr ) и остаточным напряжением U_res, выраженную в процентах опорного напряжения. За длительность провала напряжения принимают интервал времени между началом и окончанием провала напряжения.

Примечания

• 1 При определении длительности провала напряжения в трехфазных системах электроснабжения начало провала напряжения может быть зафиксировано в одном канале, а окончание — в другом.

• 2 Форма провалов напряжения не обязательно является прямоугольной . Как следствие , измеряемая дли -тельность конкретного провала напряжения зависит от выбранного порогового значения провала напряжения. Форму провала напряжения можно оценить, используя несколько пороговых значений, установленных в пределах области пороговых значений провала и прерывания напряжения.

• 3 Пороговые значения провала напряжения обычно устанавливают в пределах 85 % — 90 % выбранного опорного напряжения при поиске неисправностей или проведении статистических исследований и в пределах до 70 % опорного напряжения при проведении измерений в соответствии с условиями договоров.

• 4 Значение остаточного напряжения часто является полезным для потребителей электрической энергии и может быть более предпочтительным, чем глубина провала, так как позволяет оценить близость напряжения к нулю. В то же время глубина провала напряжения часто является полезной для поставщиков электрической энергии, особенно применительно к высоковольтным системам электроснабжения или в случаях, когда используется скользящее опорное напряжение сравнения.

• 5 Во время провала напряжения может возникать фазовый сдвиг (см. приложение А, пункт А.7.5).

• 6 Следует фиксировать дату и время перехода порогового значения .

5.4.3 Обнаружение и оценка перенапряжения

• 5.4.3.1 Обнаружение перенапряжения

Пороговое значение перенапряжения устанавливают в процентах от значения входного напряжения U_din или значения скользящего опорного напряжения сравнения U_sr (см. 5.4.4). Изготовитель СИ должен указать используемое пороговое напряжение.

Примечание — Скользящее опорное напряжение сравнения U_sr обычно не используют в низковольтных системах электроснабжения (см. [6]).

При обнаружении перенапряжения считают, что:

- в однофазных системах электроснабжения перенапряжение начинается , когда значение U_rms возрастает выше порогового значения перенапряжения, и заканчивается, когда значение U_rms равно или ниже порогового значения перенапряжения минус 2 % U_din;

- в трехфазных системах электроснабжения перенапряжение начинается , когда значение U_rms В одном или более числе каналов возрастает выше порогового значения перенапряжения, и заканчивается, когда значение U_rms равно или ниже порогового значения перенапряжения минус 2 % U_din во всех каналах, в которых проводят измерения.

Пороговое значение перенапряжения определяют с учетом условий измерений.

• 5.4.3.2 Оценка перенапряжения

Перенапряжение характеризуют максимальным значением напряжения при перенапряжении и длительностью перенапряжения. В качестве максимального значения перенапряжения принимают наибольшее значение U_rms, измеренное в любом канале во время выброса. За длительность выброса напряжения принимают интервал времени между началом и окончанием выброса напряжения.

Примечания

• 1 При определении длительности перенапряжения в трехфазных системах электроснабжения начало перенапряжения может быть зафиксировано в одном канале, а окончание — в другом.

• 2 Форма перенапряжения не обязательно является прямоугольной . Как следствие , измеряемая длитель -ность конкретного перенапряжения зависит от выбранного порогового значения перенапряжения.

• 3 Пороговые значения перенапряжения обычно устанавливают более 110 % от U_din.

• 4 Во время перенапряжения может возникать фазовый сдвиг.

• 5 Следует фиксировать дату и время перехода порогового значения .

5.4.4 Вычисление скользящего опорного напряжения сравнения

Применение скользящего опорного напряжения сравнения при установлении пороговых значений провала напряжения и перенапряжения рассматривают в качестве дополнительного способа установления пороговых значений, не являющегося обязательным. Если при обнаружения провалов напряжения и перенапряжений используют скользящее опорное напряжение сравнения, то должно быть вычислено его значение, соответствующее применению фильтра первого порядка с постоянной времени 1 мин . Значение U_{sr (n)} рассчитывают по формуле

^Usr(n) = ⁰,⁹⁹⁶⁷ • ^Usr(n-1) ^{+ 0},⁰⁰³³ • ^U(l0/12)rms,

где U_{sr (n)} — применяемое значение скользящего опорного напряжения сравнения;

U_sr(_n-r) — предыдущее значение скользящего опорного напряжения сравнения;

U_(10/12)rms — последний результат измерений среднеквадратического значения напряжения на основном интервале времени 10/12 периодов.

Начальное значение скользящего опорного напряжения сравнения устанавливают равным входному напряжению. Скользящее опорное напряжение сравнения обновляют через каждые 10/12 периодов. Если последний результат измерений среднеквадратического значения напряжения на интервале времени 10/12 периодов маркируют, то скользящее опорное напряжение сравнения не обновляют и используют его предыдущее значение.

5.4.5 Неопределенность измерений и диапазон измерений

• 5.4.5.1 Неопределенность измерений значения остаточного напряжения и максимального значения перенапряжения

Класс А

Неопределенность измерений AU не должна превышать ± 0,2 % Udin.

Класс S

Неопределенность измерений AU не должна превышать ± 1 % Udin.

Класс В

Неопределенность измерений устанавливает изготовитель СИ. При этом неопределенность измерений не должна превышать ± 2,0 % U_din. Изготовитель СИ устанавливает метод расчета неопределенности измерений.

• 5.4.5.2 Неопределенность измерений длительности провала напряжения и перенапряжения

Класс А

Неопределенность измерений длительности провала напряжения и перенапряжения равна суммарной неопределенности измерений времени начала провала напряжения и перенапряжения (половина периода) и измерений времени окончания провала напряжения и перенапряжения (половина периода).

Класс S

При использовании значений U_rms(_1/2j неопределенность измерений длительности провала напряжения и перенапряжения равна суммарной неопределенности измерений времени начала провала напряжения и перенапряжения (половина периода) и измерений времени окончания провала напряжения и перенапряжения (половина периода). При использовании значений U^^ неопределенность измерений длительности провала напряжения и перенапряжения равна суммарной неопределенности измерений времени начала провала напряжения и перенапряжения (один период) и измерений времени окончания провала напряжения и перенапряжения (один период).

Класс В

Неопределенность измерения длительностей устанавливает изготовитель СИ. Изготовитель СИ устанавливает метод расчета неопределенности измерений.

5.4.6 Объединение результатов измерений

Объединение результатов измерений для кратковременных событий не проводят.

5.5 Прерывания напряжения

5.5.1 Метод измерений

Измерения напряжения для каждого класса проводят, как установлено в 5.4.1.

5.5.2 Оценка прерываний напряжения

При обнаружении прерываний напряжения считают, что:

• - в однофазных системах электроснабжения прерывание напряжения начинается, когда значение U_rms падает ниже порогового значения прерывания напряжения, и заканчивается, когда значение U_rms равно или ниже порогового значения прерывания напряжения плюс 2 % U_din;

• - в трехфазных системах электроснабжения прерывание напряжения начинается, когда значение U_rms во всех каналах падает ниже порогового значения прерывания напряжения, и заканчивается, когда значение U_rms равно или выше порогового значения прерывания напряжения плюс 2 % U_din хотя бы в одном канале из тех, где проводят измерения.

Пороговое значение прерывания напряжения не должно устанавливаться ниже значения неопределенности измерения остаточного напряжения плюс 2 % U_din.

При определении длительности прерывания напряжения в трехфазных электрических сетях начало прерывания напряжения может быть зафиксировано в одном канале, а окончание — в другом. Длительность прерывания напряжения равна интервалу времени между началом и окончанием прерывания напряжения.

Примечания

• 1 Пороговое значение прерывания напряжения может быть, например, установлено равным 5 % от U_din или 10 % Udin.

• 2 В [2] к прерываниям отнесены уменьшения напряжения менее 1 % номинального напряжения (см. термин 161-08-20). Однако сложно достоверно измерять напряжения, значения которых меньше 1 % номинального напряжения. Поэтому следует устанавливать более приемлемое пороговое значение прерывания напряжения.

• 3 Прерывание в одной или нескольких фазах напряжения в трехфазных системах электроснабжения следует рассматривать как прерывание подачи напряжения к электрическим сетям однофазного тока потребителей, подключенных к этой сети.

5.5.3 Неопределенность измерений и диапазон измерений

В отношении неопределенности измерений длительности прерываний напряжения см . 5.4.5.2.

5.5.4 Объединение результатов измерений

Объединение результатов измерений для кратковременных событий не проводят.

5.6 Переходные процессы напряжения

Сведения об основных параметрах переходных процессов напряжения и тока приведены в приложении А, подраздел А.4.

5.7 Несимметрия напряжений

5.7.1 Метод измерений

Класс А

Несимметрию напряжений в трехфазной системе энергоснабжения оценивают методом симметричных составляющих. В условиях несимметрии дополнительно к напряжению прямой последовательности U₁ в трехфазной системе электроснабжения существует по крайней мере одна из следующих составляющих: напряжение обратной последовательности U₂ и/или напряжение нулевой последовательности U₀.

Измерения основной составляющей входного сигнала проводят на основном интервале времени измерений (10 периодов для систем электроснабжения частотой 50 Гц или 12 периодов — для систем частотой 60 Гц).

Примечания

1 Влияние гармоник должно быть минимизировано применением фильтра или алгоритма дискретного пре -образования Фурье.

2 Оценка несимметрии только на основе среднеквадратических значений фазных напряжений не учитывает влияния угловых сдвигов на несимметрию, что может привести к непредсказуемым результатам при наличии гармоник. Оценка несимметрии на основе расчетов напряжений обратной и нулевой последовательности обеспечивает более точные и пригодные для непосредственного применения результаты.

Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K2, %, определяют по формуле

К₂ = (U₂/U₁)100.                                            (1)

Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности К2, %, может быть рассчитан (U_ijfund — основная составляющая напряжения между фазами i и j) по формуле

Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности Ко, %, определяют по формуле

Ко = (Uo/Ui)1OO.                                            (3)

Примечание — Значение коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности по определению равно нулю при измерении междуфазных напряжений. Однако напряжения «фаза — нейтраль» или «фаза — земля» могут содержать напряжения нулевой последовательности.

Класс S

Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности определяют как для класса А. Определение коэффициента несимметрии по нулевой последовательности допускается, но не является обязательным.

Класс В

Алгоритмы и методы, используемые для вычисления несимметрии напряжений, устанавливает изготовитель СИ.

5.7.2 Неопределенность измерений и диапазон измерений

Класс А

При измерении трехфазного переменного напряжения, соответствующего «Условиям испытаний 1» (см. таблицу 2), за исключением требований к значениям коэффициентов несимметрии напряжений по обратной и нулевой последовательностям, которые должны быть в пределах от 1 % U₁ до 5 % U₁, инструментальная составляющая неопределенности измерений коэффициентов несимметрии по обратной и нулевой последовательности не должна превышать ± 0,15 %. Например, показания СИ, подключенного к трехфазной системе напряжений с коэффициентом несимметрии по обратной последовательности 1,0 %, должны быть в пределах от 0,85 % до 1,15 % (см. рисунок 5).

Рисунок 5 — Пример неопределенности измерений несимметрии напряжений

Класс S

Требования к неопределенности устанавливают так же, как для класса А. Инструментальная составляющая неопределенности измерений коэффициентов несимметрии по обратной и нулевой (при измерении) последовательности не должна превышать ± 0,3 %.

Класс В

Требования к неопределенности устанавливают так же, как для класса А. Инструментальная составляющая неопределенности измерений коэффициентов несимметрии (при измерении) не должна превышать ± 0,3 %.

5.7.3 Оценка результатов измерений

Требования не устанавливают.

Примечание — Неопределенность измерений, вносимая измерительными трансформаторами (при их наличии), может оказать существенное влияние при расчетах несимметрии напряжений.

5.7.4 Объединение результатов измерений

Объединение результатов измерений проводят в соответствии с 4.4 и 4.5.

5.8 Гармоники напряжения

5.8.1 Метод измерений

Класс А

Измерения гармоник напряжения по классу А проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.7—2013, класс I, на основных интервалах времени (10/12 периодов) без промежутков между интервалами. В качестве результатов измерений на основных интервалах времени должны быть применены гармонические подгруппы U_sg,h по ГОСТ 30804.4.7.

Примечания

1 В некоторых случаях могут быть более предпочтительны другие методы , например применение аналого -вых средств измерений и частотного преобразования сигналов (см. [7]).

2 Сведения об измерениях гармоник тока приведены в приложении А, подраздел А.6.

Проводят измерения гармоник напряжения не менее 50-го порядка.

При необходимости расчетов коэффициентов искажений (см. ГОСТ 30804.4.7) определяют суммарный коэффициент гармонических подгрупп THDS_Y по ГОСТ 30804.4.7—2013 (подраздел 3.3).

Класс S

Измерения гармоник напряжения по классу S проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.7—2013, класс II на основных интервалах времени (10/12 периодов). Пропуски интервалов допускаются (см. 4.5 настоящего стандарта). В качестве результатов измерений на основных интервалах времени изготовитель СИ должен установить применение гармонических групп U_g,h или гармонических подгрупп U_sg,h ГОСТ 30804.4.7.

Проводят измерения гармоник напряжения не менее 40-го порядка.

Примечание — В [8] и ГОСТ 13109, регламентирующих нормы КЭ, установлено измерение гармоник напряжения до 40 порядка.

При необходимости расчетов коэффициентов искажений (см. ГОСТ 30804.4.7) определяют суммарный коэффициент гармонических составляющих THD_Y , если проводят измерения гармонических групп Ugh и суммарный коэффициент гармонических подгрупп THDSy, если проводят измерения гармонических подгрупп U_sg,h (см. ГОСТ 30804.4.7—2013, подраздел 3.3).

Класс B

Метод измерений гармоник напряжения устанавливает изготовитель СИ.

• 5.8.2 Неопределенность измерений и диапазон измерений

Класс А

Максимальная неопределенность измерений должна быть в соответствии с ГОСТ 30804.4.7, класс I. Диапазон измерений должен быть от 10 % до 200 % значения уровня электромагнитной совместимости обстановки класса 3 по [9].

Класс S

Максимальная неопределенность измерений должна в два раза превышать установленную в ГОСТ 30804.4.7—2013, класс II. Применение низкочастотного фильтра, исключающего паразитное наложение спектров, с шириной полосы пропускания на уровне 3 дБ, равной ширине полосы частот измерений и ослаблением вне полосы пропускания более 50 дБ, как установлено в ГОСТ 30804.4.7—2013 (подраздел 5.3), не является обязательным. Требование к допустимому отклонению длительности интервала времени между началом первого отсчета дискретизированного сигнала и началом М + 1 отсчета (М — число отсчетов) не более 0,03 %, как установлено в ГОСТ 30804.4.7—2013 (подпункт 4.4.1), не является обязательным.

Требование к максимальной неопределенности измерений должно быть выполнено в области значений влияющих величин, установленной в 6.1. Диапазон измерений должен быть от 10 % до 100 % значения уровня электромагнитной совместимости обстановки класса 3 по [9].

Класс В

Неопределенность измерений и диапазон измерений устанавливает изготовитель СИ. Изготовитель СИ устанавливает метод расчета неопределенности измерений.

5.8.3 Оценка результатов измерений

Требования в настоящем стандарте не установлены.

5.8.4 Объединение результатов измерений

Объединение результатов измерений проводят в соответствии с 4.4 и 4.5.

• 5.9 Интергармоники напряжения

• 5.9.1 Метод измерений

Класс А

Измерения интергармоник напряжения проводят в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.7— 2013,класс I на основных интервалах времени (10/12 периодов) без промежутков между интервалами. В качестве результатов измерений на основных интервалах времени должны быть применены интергармонические центрированные подгруппы U_isg,h по ГОСТ 30804.4.7.

Примечание — Сведения об измерении интергармоник тока приведены в приложении А, подраздел А.6.

Проводят измерения интергармоник не менее 50 порядка.

Классы S и В

Метод измерений устанавливает изготовитель СИ.

• 5.9.2 Неопределенность измерений и диапазон измерений

Класс А

Максимальная неопределенность измерений должна быть в соответствии с ГОСТ 30804.4.7—2013, класс I. Диапазон измерений должен быть от 10 % до 200 % значения уровня электромагнитной совместимости обстановки класса 3 по [9].

Классы S и В

Неопределенность измерений и диапазон измерений устанавливает изготовитель СИ. Изготовитель СИ устанавливает метод расчета неопределенности измерений.

5.9.3 Оценка результатов измерений

Требования в настоящем стандарте не установлены.

5.9.4 Объединение результатов измерений

Объединение результатов измерений проводят в соответствии с 4.4 и 4.5.

5.10 Напряжения сигналов в электрических сетях

5.10.1 Метод измерений

Класс А

Метод измерений, установленный в настоящем стандарте, применяют для сигналов частотой ниже 3 кГц. Для сигналов частотой от 3 кГц до 30 МГц применяют метод измерений, установленный в [7].

Метод измерений в соответствии с настоящим стандартом применяют для определения уровней напряжения информационных сигналов при известной несущей частоте.

Примечание — Целью данного метода является измерение максимального уровня напряжения сигналов, но не выявление проблем, связанных с передачей сигналов по электрическим сетям.

Измерение напряжения сигналов, передаваемых по электрическим сетям, должно основываться:

- на измерении среднеквадратического значения напряжения на соответствующей частоте интергармоники, проведенном на основном интервале времени (10/12 периодов);

- на определении среднеквадратического значения результатов измерений на основном интервале времени четырех среднеквадратических значений интергармонических напряжений на ближайших частотах. Например, информационный сигнал частотой 316,67 Гц в системе электроснабжения 50 Гц должен быть аппроксимирован среднеквадратичным значением интергармонических напряжений на частотах 310, 315, 320 и 325 Гц, измеренных на основном интервале времени 10 периодов.

Первый метод измерений предпочтителен, если известное значение частоты сигнала является кратным значению, обратному основному интервалу измерения. Второй метод измерений предпочтителен, если частота сигнала не является кратной значению, обратному основному интервалу измерения.

При проведении измерений следует выбрать пороговое значение напряжения сигналов выше 0,3 % U_din, а также длительность времени записи не более 120 с.

Начало передачи информационных сигналов обнаруживают, когда измеренное значение интергармоник напряжения превысит пороговое значение напряжения сигналов. Измеренные значения регистрируют в течение периода времени, определенного пользователем, для того чтобы получить максимальное значение напряжения сигналов.

Классы S и В

Метод измерений устанавливает изготовитель СИ.

5.10.2 Неопределенность измерений и диапазон измерений

Для класса А

Диапазон измерений должен быть от 0 % U_din до не менее 15 % U_din.

Для напряжений информационных сигналов в пределах 3 % — 15 %U_din неопределенность измерений не должна превышать ± 5 % измеренного значения. Для напряжений информационных сигналов в пределах 1 % — 3 % U_din неопределенность измерений не должна превышать ± 0,15 % измеренного значения. Для напряжений информационных сигналов менее 1 % U_din требования к неопределенности измерений в настоящем стандарте не установлены.

Классы S и В

Требования к неопределенности измерений и диапазон измерений устанавливает изготовитель СИ. Изготовитель СИ устанавливает метод расчета неопределенности измерений.

5.10.3 Оценка результатов измерений

Требования в настоящем стандарте не установлены.

5.10.4 Объединение результатов измерений

Объединение результатов измерений не проводят.

5.11 Быстрые изменения напряжения

Сведения об основных параметрах быстрых изменений напряжения приведены в приложении А, подраздел А.5. Кроме того, в ГОСТ 30804.3.3 и ГОСТ 30804.3.11 приведены сведения, касающиеся нагрузок в низковольтных распределительных электрических сетях, вызывающих быстрые изменения напряжения.

5.12 Измерения отрицательного и положительного отклонений напряжения

5.12.1 Метод измерений

Класс А

Для определения отрицательного и положительного отклонений напряжения, % U_din, измеряют среднеквадратические значения напряжения U_rms-200ms на основных интервалах времени (10/12 периодов).

Значения отрицательного отклонения напряжения U_rms-underi и положительного отклонения напряжения U_rms-over iв i-м основном интервале времени определяют с использованием выражений (4.А), (4.В), (5.А), (5.В). ’

Для определения значения отрицательного отклонения напряжения в i-м основном интервале времени U_rms-underi применяют следующее правило:

^{если U}rms-200ms,i ^{> U}din^{, то U}rms-under,i ^{= U}din^,

^{если U}rms-200ms,i ~ ^Udim ^{то U}rms-under,i = ^Urms-200ms,i,

где U_rms_200_msi — результат измерения напряжения в i-м основном интервале времени.

Для определения значения положительного отклонения напряжения в /-м основном интервале времени U_rms__overi применяют следующее правило:

^{если U}rms-200ms,i ^{< U}din^{, то U}rms-over,i ^{= U}din^,

^{если U}rms-200ms,i ^{- U}dim ^{то U}rms-under,i = ^Urms-200ms,i^.

Примечание — В однофазных системах электроснабжения возможно единственное значение оценки отклонения напряжения при каждом i-м интервале времени измерений. В трехфазных трехпроводных системах электроснабжения возможны три значения для каждого интервала времени, в трехфазных четырехпроводных системах — шесть значений.

Классы S и В

Требования в настоящем стандарте не установлены.

5.12.2 Неопределенность измерений и диапазон измерений

В соответствии с 5.2.2.

5.12.3 Объединение результатов измерений

Объединение результатов измерений проводят в соответствии с 4.4 и 4.5.

Значение отрицательного отклонения напряжения на объединенном интервале времени U_under, % U_din, определяют по формуле

где n — число основных интервалов времени в объединенном интервале.

Значение положительного отклонения напряжения на объединенном интервале времени U_over, % U_din, определяют по формуле

^Udin

Примечание — Отрицательное и положительное отклонения напряжения являются положительными величинами.

Классы S и В

Требования в настоящем стандарте не установлены.

• 5.13 Установившееся отклонение напряжения в системах электроснабжения частотой 50 Гц

• 5.13.1 Метод измерений

Классы А и S

Проводят измерение среднеквадратического значения напряжения основной частоты в соответствии с ГОСТ 13109—97 ( приложение Б , подраздел Б .1.1) при основном интервале времени измерений 10 периодов.

Класс В

Проводят измерение среднеквадратического значения напряжения при интервале времени измерения, устанавливаемом изготовителем СИ.

• 5.13.2 Неопределенность измерений и диапазон измерений

Класс А

Неопределенность измерений среднеквадратического значения напряжения основной частоты в области значений влияющих величин и при выполнении требований, установленных в 6.1, не Должна превышать ± 0,2 % U_din.

Класс S

Неопределенность измерений среднеквадратического значения напряжения основной частоты в области значений влияющих величин и при выполнении требований, установленных в 6.1, не должна превышать ± ^0,5 % ^Udin-

Класс В характеристик процесса измерения

Требования в настоящем стандарте не установлены.

• 5.13.3 Объединение результатов измерений

Классы А и S

Используют алгоритм объединения результатов измерений по 4.5 при объединенном интервале времени измерений 1 мин. Значение установившегося отклонения напряжения вычисляют в соответствии с ГОСТ 13109—97 (приложение Б, пункт Б.1.3).

Класс В

Значение установившегося отклонения напряжения вычисляют в соответствии с ГОСТ 13109—97 (приложение Б, пункт Б.1.3).

6 Область значений влияющих величин и подтверждение выполнения требований при неизменяющихся сигналах

• 6.1 Область значений влияющих величин

Воздействие возмущений (влияющих величин) на входной электрический сигнал может оказать неблагоприятное влияние при измерении конкретного показателя КЭ. Например, на результаты измерений несимметрии напряжений могут неблагоприятно воздействовать гармонические искажения входного сигнала.

Неопределенность измерений показателя КЭ должна находиться в пределах, установленных в разделе 5, если значения всех других показателей КЭ находятся в пределах изменений влияющих величин, установленных в таблице 1.

Таблица 1 — Область значений влияющих величин

Показатель КЭ (измеряемая величина)	Пункт настоящего стандарта	Класс	Область значений влияющей величины
Частота	5.1	А	42,5—57,5/51—69 Гц
		S	42,5—57,5/51—69 Гц
		B	42,5—57,5/51—69 Гц
Значение напряжения	5.2	А	(10—200) % Udn
		S	(10—150) % Udn
		B	(10—150) % Udn

Продолжение таблицы 1

Показатель КЭ (измеряемая величина)	Пункт настоящего стандарта	Класс	Область значений влияющей величины
Кратковременная доза фликера	5.3	А	0—20
		S	0—10
		B	Не применяют
Провалы и выбросы напряжения	5.4	А	Не применяют
		S	Не применяют
		B	Не применяют
Прерывания напряжения	5.5	А	Не применяют
		S	Не применяют
		B	Не применяют
Несимметрия напряжений	5.7	А	Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности 0 % — 10 % Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности 0 % — 10 %
		S	Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности 0 % — 10 %
		B	Устанавливается изготовителем СИ
Гармоники напряжения	5.8	А	Удвоенные значения, установленные в [9] для класса 3 электромагнитной обстановки (в части напряжений гармонических составляющих и коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения)
		S	Удвоенные значения, установленные в [9] для класса 3 электромагнитной обстановки (в части напряжений гармонических составляющих и коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения)
		B	Удвоенные значения, установленные в [9] для класса 3 электромагнитной обстановки (в части напряжений гармонических составляющих и коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения)
Интергармоники напряжения	5.9	А	Удвоенные значения, установленные в [9] для класса 3 электромагнитной обстановки
		S	Удвоенные значения, установленные в [9] для класса 3 электромагнитной обстановки
		B	Удвоенные значения, установленные в [9] для класса 3 электромагнитной обстановки
Информационные сигналы в электрической сети	5.10	А	0 % — 15 % Udn
		S	0 % — 15 % Udin
		B	0 % — 15 % Udin
Отрицательные/ положительные отклонения напряжения	5.12	А	Не применяют
		S	Не применяют
		B	Не применяют

Окончание таблицы 1

Показатель КЭ (измеряемая величина)	Пункт настоящего стандарта	Класс	Область значений влияющей величины
МикросекунДные импульсные помехи (см. также [8])		А	Пиковое значение 6 кВ
		S	Нет требований
		B	Нет требований
НаносекунДные импульсные помехи		А	Пиковое значение 4 кВ
		S	Нет требований
		B	Нет требований
Примечание — При установлении требований к СИ по обеспечению безопасности, ЭМС и устойчивости к климатическим воздействиям учитывают требования [1]

Отклонения результатов измерений показателей КЭ при воздействии на СИ сигналов в области значений влияющих величин должны быть в пределах максимальной неопределенности измерений. Повреждения СИ при этом должны отсутствовать.

Если параметры измеряемых сигналов превышают диапазон измерений СИ, то при изменениях параметров до предельных значений области влияющих величин включительно на мониторе СИ должно быть указано состояние перегрузки. Данное требование не применяют при воздействии переходных процессов напряжения.

Воздействие на СИ микросекундных импульсных помех большой энергии и наносекундных импульсных помех не должно оказывать влияния на результаты измерений после окончания помех. При подтверждении требований к неопределенности измерений переходные процессы напряжения подают на измерительные зажимы СИ, а не на зажимы электропитания.

6.2 Подтверждение выполнения требований при неизменяющихся сигналах

При проведении испытаний СИ, указанных в настоящем разделе, должно быть подтверждено, что результаты измерений неизменяющихся сигналов в области значений влияющих величин соответствуют требованиям к неопределенности измерений. Проведение этих испытаний необходимо, но недостаточно для подтверждения соответствия требованиям настоящего стандарта. Чтобы убедиться, что методы измерений, установленные в разделе 5, правильно реализованы в конструкции СИ, следует проводить дополнительные испытания и/или проверки.

Примечание — Рекомендации по данному вопросу приведены в приложении C.

Классы А и S

Для того чтобы подтвердить, что работа СИ при неизменяющихся измеряемых сигналах осуществляется правильно, проводят испытания, как указано ниже.

Примечание — Данные испытания проводят как типовые.

Проверяют неопределенность измерений каждой измеряемой величины следующим образом (см. таблицу 2):

- выбирают измеряемую величину (например, среднеквадратическое значение напряжения);

- поддерживая во время испытания значения всех влияющих величин , кроме проверяемой , в соответствии с указанными в таблице 2, графа «Условия испытаний 1», подтверждают, что неопределенность измерений выбранной величины соответствует классу А в пяти равномерно распределенных точках диапазона измерений, включая верхнее и нижнее значения;

- повторяют операции испытаний, поддерживая значения всех влияющих величин, кроме проверяемой, в соответствии с указанными в таблице 2, графа «Условия испытаний 2»;

- повторяют операции испытаний, поддерживая значения всех влияющих величин, кроме проверяемой, в соответствии с указанными в таблице 2, графа «Условия испытаний 3».

Дополнительно к условиям испытаний, приведенным в таблице 2, могут быть применены другие условия испытаний. При этом значения, выбранные для каждой влияющей величины, должны находиться в области значений, установленной для этой влияющей величины.

Примечания

1 Рекомендуется выбирать для каждого измеряемого показателя КЭ 15 серий условий испытаний. Для показателей КЭ, имеющих индивидуальные измеряемые параметры (например, для показателя, относящегося к «гармоникам напряжения», который может включать 50 отдельных гармоник), выбирают один представительный измеряемый параметр.

2 Некоторые из влияющих величин могут не оказывать влияния на значение измеряемого показателя КЭ. Другие влияющие величины, наоборот, могут оказывать влияние на значение измеряемого показателя (например, гармоники напряжения — на среднеквадратическое значение напряжения). Требования к неопределенности измерений должны быть подтверждены в обоих случаях.

Таблица 2 — Подтверждения выполнения требований к неопределенности измерений при неизменных сигналах для классов А и S

Влияющая величина	Область значений
	Условия испытаний 1	Условия испытаний 2	Условия испытаний 3
Частота	fnom± 0. 5 ГЦ	(fnom - D ± 0,5 ГЦ	(fnom + 1) ± 0.5 ГЦ
Значение напряжения	Udin± 1 %	Определяется значениями дозы фликера. несимметрии напряжений. гармоник напряжения и интергармоник напряжения (см. ниже)	Определяется значениями дозы фликера. несимметрии напряжений. гармоник напряжения и интергармоник напряжения (см. ниже)
Кратковременная доза фликера	Pst < 0.1	Pst = 1± 0.1 Значение Pst должно быть установлено при модуляции меандрами частотой 39 изменений в минуту (см. [5])	Pst = 4 ± 0.1 Значение Pst должно быть установлено при модуляции меандрами частотой 110 изменений в минуту (см. [5])
Несимметрия напряжений	100 % ± 0.5 % Udin во всех каналах. Все фазовые углы 120° (коэффициенты несим-метрии напряжений по обратной и нулевой последовательности K2. Ко равны нулю)	Фаза А: 73 % Udin ± 0.5 %. канал 1; Фаза В: 80 % Udin ± 0.5 %. канал 2; Фаза С: 87 % Udin ± 0.5 %. канал 2; Углы сдвига фаз между основными составляющими межфазных напряжений 120° (значение K2 = 5.05 %. значение Ко = 5.05 %)	Фаза А: 152 % Udin ± 0.5 %. канал 1; Фаза В: 140 % Udin ± 0.5 %. канал 2; Фаза С: 128 % Udin ± 0.5 %. канал 3; Углы сдвига фаз между основными составляющими межфазных напряжений 120° (значение K2 = 4.95%. значение К0 = 4.95 %)
Гармоники напряжения	0 % — 3 % Udin	3-я гармоника при 0°. (10 ± 3) % Udin; 5-я гармоника при 0°. (5 ± 3) % Udin; 29-я гармоника при 0°. (5 ± 3) % Udin	7-я гармоника при 180°. (10 ± 3) % Udin; 13-я гармоника при 0°. (5 ± 3) % Udin; 25-я гармоника при 0°. (5 ± 3) % Udin
Интергармоники напряжения	0 % — 0.5 % Udin	(1 ± 0.5) % Udn при 7.5 fnom	(1 ± 0.5) % Udn пРи 3.5 fnom

Примечание — При подтверждении выполнения требований к неопределенности измерений напряжения значение U_din в настоящей таблице заменяют на значение напряжения, выбранного для проведения испытаний.

Класс В

Испытания для подтверждения выполнения требований к неопределенности измерений не установлены.

Приложение А

(справочное)

Измерение показателей качества электрической энергии — вопросы и рекомендации

А.1 Основные положения

Настоящее приложение представляет собой справочное дополнение к нормативной части стандарта.

Сведения, относящиеся к общим положениям и процедурам измерений показателей КЭ, безотносительно к целям измерений, приведены в разделах:

А.2 Меры предосторожности при подключении СИ;

А.3 Преобразователи.

Справочные материалы, относящиеся к методам измерения переходных процессов напряжения и тока, быстрых изменений напряжения, тока, а также общие сведения о провалах напряжения приведены в разделах:

А.4 Переходные процессы напряжения и тока;

А.5 Быстрые изменения напряжения;

А.6 Ток;

А.7 Характеристики провала напряжения.

А.2 Меры предосторожности при подключении СИ

А.2.1 Установка СИ

При установке СИ должны быть обеспечены безопасность испытателя и другого персонала, целостность обследуемой системы, а также безопасность СИ.

Несмотря на то что подключение СИ к системам электроснабжения во многих случаях производят по временной схеме и, следовательно, без применения способов монтажа стационарных установок, должны быть выполнены действующие требования безопасности и правила технической эксплуатации. Действующие требования безопасности и правила технической эксплуатации должны иметь приоритет над мерами предосторожности, приведенными в настоящем разделе.

А.2.2 Электрические соединители при проведении испытаний

А.2.2.1 Подключение электрических соединителей

Для обеспечения безопасности применяют [10], устанавливающий требования к безопасности электрического оборудования для измерения, управления и лабораторного применения.

Подключение электрических соединителей в распределительных щитах и шкафах выполняют так, чтобы не нарушить установленный порядок их использования. Двери, крышки, панели щитов и шкафов должны быть в рабочем положении (т. е . закрытыми, установленными с полным набором винтов и т. д .). Если при проведении измерений панели остаются открытыми, должны быть предусмотрены меры ограничения доступа в зону измерений и меры для информации других лиц об установленных СИ и организации, ответственной за проведение измерений.

При измерении показателей КЭ рекомендуется, чтобы СИ в большинстве случаев было подключено в точке обследуемой системы, специально предназначенной для измерений.

Электрические соединители и провода должны быть удалены от неизолированных проводников, острых предметов, источников низкочастотных и высокочастотных электромагнитных полей и других неблагоприятных внешних воздействий. По возможности их положение должно быть зафиксировано для исключения случайного разъединения.

А.2.2.2 Провода для подключения измеряемых напряжений

С целью повышения безопасности возможно использование предохранителя в измерительной цепи напря -жения. Изготовитель СИ должен определить параметры предохранителя (ток, время срабатывания и др.), чтобы защитить измерительный провод от перегрузки. Кроме того, параметры предохранителя должны быть согласованы с возможными токовыми перегрузками в точке его подключения при неисправностях в системах электроснабжения.

Провода для подключения измеряемых напряжений не должны быть скручены с проводами обследуемой системы. Не допускается присоединение проводов для подключения измеряемых напряжений к разъемам выключателей, рассчитанных на присоединение единственного проводника. Должно быть обеспечено надежное механическое соединение проводов. Если используются зажимы для временного подключения к проводнику, они должны соответствовать требованиям [11]. При этом необходимо обеспечить надежную установку зажима, рассчитанного на максимальное напряжение. Во время установки испытатель должен учитывать возможные последствия неумышленного смещения зажима, например при внезапном натяжении кабеля.

Некоторые электрические соединители имеют изолированные штекеры, которые могут вставляться один в другой. При их применении должна быть соблюдена осторожность, чтобы при соединении не возникло короткого замыкания. Необходимо всегда проверять соединения, чтобы исключить короткие замыкания, а также подключать электрические соединители к обследуемой цепи только после того, как они подключены к СИ и правильность соединений проверена.

А.2.2.3 Провода для подключения измеряемых токов

Необходимо исключить возможность размыкания вторичных обмоток трансформаторов тока (при их использовании). Во вторичных обмотках таких устройств не должно быть предохранителей и их соединение с нагрузкой должно быть механически надежным. Токовые клещи и их кабели, подключаемые при временном монтаже, должны быть установлены в соответствии с требованиями [12].

А.2.3 Защита токоведущих частей

Часто крышки щитов снимают при установке СИ или проведении измерений. В этом случае все токоведущие части должны быть надежно защищены и зона измерений должна быть недоступной. При использовании в СИ винтовых зажимов они должны быть защищены крышками. Все присоединения к зажимам должны быть выполнены в соответствии с техническими условиями и назначением зажимов. Необходимо исключить подключение нескольких проводов к винтовому зажиму, рассчитанному на присоединение единственного провода.

А.2.4 Размещение СИ

Необходимо обеспечить безопасное размещение СИ, чтобы минимизировать риск его перемещения и нарушения электрических соединений. При использовании принтера для регистрации данных должны быть приняты меры, исключающие возникновение опасности при накоплении бумаги принтера. Не допускается размещение СИ в местах, где чрезмерный нагрев, влажность или пыль могут повредить СИ или нарушить процесс сбора данных.

СИ должно быть размещено так, чтобы не стать препятствием для работы в зоне измерений. Для этого в отдельных случаях целесообразна установка защитных ограждений или барьеров. По возможности следует исключить размещение СИ в местах большого скопления людей.

Размещение СИ не должно также вызывать опасность для испытателя при установке и применении СИ. В ряде случаев места размещения СИ являются слишком тесными для его нормального подключения, может потребоваться альтернативное размещение.

На функционирование СИ могут влиять внешние факторы окружающей среды. Такими факторами являются температура, влажность, низкочастотные и высокочастотные электромагнитные поля, электростатические разряды, механический удар и вибрация.

А.2.5 Заземление

В СИ возможно возникновение внутренних повреждений. Части СИ , которые могут при этом оказаться под напряжением электропитания, должны быть соединены с защитным заземлением, если необходимость этого установлена изготовителем. Многие требования безопасности предусматривают также заземление частей СИ, которые могут оказаться под напряжением цепей измерений. При использовании СИ с заземлением в двух и более точках ( например, при заземлении источника питания и измерительной цепи) могут образовываться контуры заземления, если заземляющие соединители подключены к различным точкам вне СИ. Следует обязательно принимать во внимание влияние контуров заземления на измерения и на обследуемую систему.

Необходимо также учитывать опасность для персонала и СИ высоких потенциалов между различными точками в системе заземления. В большинстве случаях целесообразно применение в системе электропитания СИ изолирующего трансформатора.

При проведении измерений соответствие требованиям безопасности имеет приоритетное значение.

А.2.6 Влияние помех

Если СИ подключено к мобильному телефону или иному радиопередающему устройству, то необходимо принять меры к тому, чтобы передающая антенна устройства была расположена достаточно далеко от технических средств, восприимчивых к воздействию помех, например устройств защиты, медицинских, научных приборов и т. д.

А.3 Преобразователи

А.3.1 Общие положения

СИ, особенно переносные, обычно имеют низковольтные входные цепи. Некоторые стационарные СИ монтируют на удалении от точек цепей, в которых проводят измерения показателей КЭ. В некоторых случаях может потребоваться соответствующее устройство для того, чтобы понизить напряжение, изолировать входные электрические цепи от напряжения системы или обеспечить передачу сигналов на расстояние. Для выполнения любой из этих функций может быть применен преобразователь, характеристики которого должны соответствовать предъявляемым требованиям.

В низковольтных системах СИ обычно подключают непосредственно к точке измерения напряжения, но преобразователи часто используют для измерения тока.

В системах среднего и высокого напряжения преобразователи используют как при измерении напряжения, так и при измерении тока.

При использовании преобразователей особое значение имеют их линейность и частотная и фазовая характеристики. При измерении должна использоваться вся шкала СИ без искажения или ограничения измеряемых сигналов. Для измерений переходных процессов и гармоник особенно важна полоса частот преобразователя. Для того чтобы избежать неправильных измерений, необходимо учитывать номинальное значение шкалы СИ, линейность, частотные, фазовые и нагрузочные характеристики преобразователя.

Примечание — Преобразователи тока, предназначенные для защитных целей, могут иметь пониженную точность в сравнении с измерительными преобразователями.

А.3.2 Уровни сигналов

А.3.2.1 Преобразователи напряжения

В качестве преобразователя напряжения чаще всего используется трансформатор напряжения. Могут быть рассмотрены два вида трансформаторов напряжения: используемые в защитных релейных цепях и используемые в измерительных цепях .

Трансформаторы напряжения первого вида сконструированы так, чтобы обеспечить правильное преобразование даже в случае перенапряжений при коротком замыкании в одной из фаз трехфазной системы.

Трансформаторы напряжения второго вида, наоборот, выполнены так, чтобы защитить счетчики от перенапряжений в электрических сетях. В этом случае насыщение сердечника приводит к искажению выходного сигнала.

Если СИ подключен к трансформатору напряжения, который уже используется для выполнения других функций (например, измерений), то следует позаботиться о том, чтобы дополнительная нагрузка не повлияла на метрологические характеристики трансформатора.

Следует быть осторожным при подключении СИ к вторичной обмотке трансформатора, используемого для защиты. Ошибки соединения могут стать причиной непреднамеренного срабатывания защитного реле.

Примечание — Дополнительные сведения о неопределенности измерений при использовании трансформаторов напряжения приведены в [13].

А.3.2.2 Преобразователи тока

Значение тока в электрической сети может колебаться от нуля до значения тока короткого замыкания. Значение тока короткого замыкания может значительно превышать номинальное значение измеряемого тока. Возможно 20-кратное превышение номинального значения.

Наиболее распространенным видом преобразователей тока является трансформатор тока.

Некоторые трансформаторы тока оборудованы двумя или большим числом сердечников и/или двумя вторичными обмотками: одной — для больших токов (20—30-кратных превышений номинального тока) и второй — для номинального тока. При проведении измерений должна быть правильно выбрана вторичная обмотка. Если вторичная обмотка выбрана неправильно, повреждение СИ может привести к неумышленному разрыву цепи вторичной обмотки трансформатора тока и к опасному (и разрушительному) повышению напряжения.

На неопределенность измерений с помощью токовых клещей могут оказать влияние различные причины, например центрирование и угол проводника, проходящего через окно преобразователя.

Примечание — Дополнительные сведения о неопределенности измерений при использовании трансформаторов тока приведены в [14].

Измерение переходных процессов тока может быть проведено с помощью шунтов или трансформаторов тока, сконструированных для высокочастотных измерений.

Коаксиальные шунты, обычно используемые в лабораторных условиях, имеют недостаток, связанный с необходимостью включения в токоведущие проводники. Кроме того, выходной сигнал шунта не изолирован от силовой цепи. Вместе с тем шунты невосприимчивы к насыщению и остаточному намагничиванию, которые могут повлиять на измерения при использовании трансформаторов тока.

Трансформаторы тока, работающие с подходящей резистивной нагрузкой, создают напряжение, пропорциональное току в первичной обмотке. Обычно первичная обмотка состоит из одного или нескольких витков, проходящих через окно сердечника. Главное преимущество таких преобразователей тока — обеспечение изоляции от силовых цепей и широкий диапазон отношений «измеряемый ток/напряжение».

Другое преимущество состоит в том, что некоторые (но не все) трансформаторы тока не требуют отсоединения силовой цепи от нагрузки во время монтажа.

Допускается применение преобразователей тока других видов, включая оптические датчики поляризации и преобразователи на основе эффекта Холла.

А.3.3 Частотные характеристики преобразователей

А.3.3.1 Частотные и фазовые характеристики преобразователей напряжения

В основном трансформаторные преобразователи напряжения имеют приемлемые частотные и переходные характеристики в полосе частот до 1 кГц. В ряде случаев полоса частот может быть ограничена значением значительно ниже 1 кГц, а иногда — достигать нескольких килогерц.

Простые емкостные делители напряжения могут иметь частотные и фазовые характеристики, пригодные для частот до сотен килогерц или выше. Однако к емкостному делителю при его применении во многих случаях преднамеренно добавляют резонансную цепочку, что может привести к непригодности частотной характеристики для измерений на любой частоте, отличной от основной.

Резистивные делители напряжения могут иметь частотные и фазовые характеристики, пригодные для частот до сотен килогерц. Однако их применение может создать другие проблемы, например, входная емкость СИ может оказывать влияние на частотные и фазовые характеристики резистивных делителей напряжения.

А.3.3.2 Частотные и фазовые характеристики преобразователей тока

Частотная характеристика трансформаторов тока зависит от класса точности, типа, отношения витков, материала и поперечного сечения сердечника, нагрузки вторичной обмотки. Как правило, частота среза преобразователя тока равна от одного до нескольких килогерц. Фазовая характеристика ухудшается с приближением к частоте среза.

Примечание — В настоящее время разрабатываются преобразователи тока новых видов с более высокой частотой среза и лучшей линейностью (оптические преобразователи и преобразователи на эффекте Холла). При их применении требуется тщательное рассмотрение вопросов изоляции, шума, диапазонов измерения и условий безопасности.

А.3.4 Преобразователи для измерения переходных процессов

При выборе преобразователей для измерения переходных процессов в электрических сетях переменного тока должны быть учтены два важных принципа. Во-первых, уровни сигнала на выходе преобразователя должны обеспечить использование полной шкалы СИ без искажения или ограничения сигнала. Во-вторых, частотная характеристика преобразователя (амплитудная и фазовая) должна соответствовать характеристикам измеряемого сигнала.

Преобразователи напряжения

Преобразователи напряжения должны быть сконструированы так, чтобы исключить искажения, вызванные их насыщением. При низкочастотных переходных процессах для этого необходимо, чтобы точка изгиба кривой насыщения преобразователя была выше по крайней мере 200 % номинального напряжения.

Частотная характеристика большинства измерительных преобразователей напряжения зависит от их типа и приложенной нагрузки. При нагрузке с большим полным сопротивлением характеристика обычно приемлема по крайней мере до 2 кГц, но может быть и хуже.

Емкостные трансформаторы напряжения обычно не обеспечивают точной передачи высокочастотных составляющих.

Для высокочастотных измерений переходных процессов необходимо применять емкостные или чисто резистивные делители напряжения. Специальные емкостные делители могут обеспечить выполнение измерений, требующих точной идентификации переходных процессов в полосе по крайней мере до 1 МГц.

Преобразователи тока

Учитывая, что ток в распределительной электрической сети изменяется чаще и с большей амплитудой, чем напряжение, выбор подходящего преобразователя тока представляет собой более трудную задачу, чем выбор преобразователя напряжения.

Стандартные измерительные преобразователи тока подходят для измерений в полосе частот до 2 кГц (фазовые ошибки могут быть существенными и ниже этого предела). Для более высоких частот следует применять преобразователи тока оконного типа с большим отношением витков (тороидальные, с разъемным сердечником, одностержневые трансформаторы и токовые клещи).

Дополнительными желательными характеристиками для преобразователей тока являются:

• - большое отношение витков, например 2000:5;

• - менее чем пять витков в первичной обмотке;

• - малый остаточный поток, например 10 % уровня насыщения сердечника;

• - большая площадь сечения сердечника;

• - минимальные значения сопротивления вторичной обмотки и магнитного рассеяния.

При использовании преобразователей тока для измерения переходных процессов важны два ключевых параметра, которые следует учитывать: произведение тока на время It_max и время нарастания/спада импульса. Типичные значения времени нарастания импульса (10—90) % находятся в пределах от 2 до 200 нс. Типичные значения времени спада находятся в пределах от 0,1 %/мкс до 0,5 %/мкс.

Примечание — Измерения высокочастотных напряжений и переходных процессов напряжения в высоковольтных системах могут быть проведены с использованием емкостных выводов, имеющихся в преобразователях тока и изоляторах трансформаторов.

А.4 Переходные процессы напряжения и тока

А.4.1 Общие положения

Данный раздел распространяется прежде всего на переходные процессы в низковольтных системах электроснабжения и не распространяется на переходные процессы в коммутационных устройствах с газовой изоляцией или высоковольтных системах. Переходные процессы могут иметь место в любых электрических сетях переменного тока. Традиционно их характеризуют как «переходные напряжения», хотя во многих случаях переходный процесс тока может быть более важным. Важное значение имеют обнаружение, классификация и определение характеристик переходных процессов напряжения.

А.4.2 Термины и определения

А.4.2.1 переходный процесс: Явление или величина, изменяющиеся между двумя соседними стационарными состояниями за интервал времени, короткий по сравнению с полной рассматриваемой шкалой времени.

А.4.2.2 скачок напряжения, импульсное перенапряжение: Волна напряжения переходного процесса, распространяющаяся вдоль линии или цепи и характеризующаяся быстрым нарастанием и медленным снижением напряжения.

А.4.3 Частотные и амплитудные характеристики переходных процессов в электрических сетях переменного тока

Переходные процессы в электрических сетях переменного тока характеризуются широким разнообразием форм сигнала, амплитуд и длительностей. Описать данные процессы простым набором параметров достаточно сложно, но осциллограммы позволяют отнести эти переходные процессы к нескольким типичным формам сигналов, используемых в качестве испытательных сигналов при испытаниях технических средств на устойчивость к импульсным кондуктивным помехам.

Спектры нескольких представительных испытательных сигналов приведены на рисунке А.1.

Спектры, приведенные на рисунке А.1, могут быть полезны при разработке алгоритмов преобразования аналоговых сигналов в цифровую форму и обработки данных.

1 — испытательный сигнал 10 мкс (длительность фронта)/1000 мкс (длительность импульса); 2 — микросекундная импульсная помеха большой энергии (импульс напряжения 1/50 мкс); 3 — микросекундная импульсная помеха большой энергии (импульс тока 6,4/16 мкс); 4 — одиночная колебательная затухающая помеха с частотой колебаний 100 кГц; 5 — пачки наносекундных импульсных помех 5/50 нс

Рисунок А.1 — Спектр типичных испытательных сигналов, представляющих переходные процессы

Спектры испытательных сигналов, соответствующих переходным процессам напряжения и тока в электрических сетях переменного тока, содержат частоты в полосе приблизительно до 10 МГц (длительность до 200 мкс). Спектры переходных процессов с большими амплитудами содержат частоты до 1 МГц (длительность до 2 мс). В точке подключения конечного пользователя к электрической сети амплитуды переходных процессов напряжения могут быть до 6 кВ, тока до 5 кА.

Частота опроса при аналого-цифровом преобразовании должна быть по крайней мере в два раза больше максимальной частоты спектра переходных процессов напряжения и тока. Максимальная частота спектра определяет также характеристики фильтра, исключающего наложение спектров при дискретном преобразовании Фурье. Сведения, относящиеся к измерениям переходных процессов, приведены также в А.2.4.

А.4.4 Методы обнаружения переходного процесса и место измерений

Результаты измерения параметров переходного процесса зависят от природы переходного процесса и установленных характеристик и способов применения СИ. Если главным вопросом является обеспечение изоляции, то измерения переходных процессов обычно проводят между фазным проводом и землей. Если главным вопросом является исключение возможного повреждения СИ, то измерения переходных процессов обычно проводят между фазными проводами или между фазным и нейтральным проводами.

Некоторые из методов обнаружения переходных процессов и примеры применения СИ:

- метод сравнения, основанный на превышении фиксированного абсолютного порогового значения, установленного, например, ограничителями импульсных перенапряжений, чувствительными к входному напряжению;

- метод огибающей, подобный методу сравнения, но с исключением основной составляющей перед анализом, применимый, например, для переходных процессов, обусловленных емкостной связью;

- метод скользящего окна, при котором мгновенные значения сравнивают с соответствующими значениями предыдущего периода, применимый, например, для низкочастотных переходных коммутационных процессов, связанных с батареями конденсаторов, применяемыми для коррекции коэффициента мощности;

• - метод измерения dv/dt, основанный на превышении текущим значением dv/dt абсолютного порогового значения, что вызывает, например, ошибочные срабатывания в схемах силовой электроники или нелинейные процессы в обмотках индукторов;

• - метод измерения среднеквадратического значения, основанный на использовании высокой частоты отсчетов, вычислении среднеквадратического значения для интервалов времени много меньше периода основной частоты, и сравнении полученного результата с пороговым значением. Данный метод применим, например, когда дальнейшие вычисления используют для расчета энергии в устройствах защиты от импульсных перенапряжений или накопления зарядов;

• - другие методы, основанные на представлении сигнала в частотной области (дискретное или быстрое преобразование Фурье, вейвлет-анализ и т. д.).

А.4.5 Методы классификации и параметры

Переходный процесс, обнаруженный методами, указанными в А.3.3, следует классифицировать. Некоторые классификационные параметры переходных процессов включают в себя:

• - пиковое значение напряжения и/или тока (следует учитывать, что на пиковое значение влияет также интервал измерения);

• - превышение напряжения;

• - скорость возрастания напряжения или тока (dv/dt или di/dt);

• - частотные характеристики;

• - длительность процесса (следует учитывать трудность определения длительности из-за демпфирования, неправильности формы сигнала и т. д.);

• - коэффициент демпфирования;

• - частота возникновения;

• - энергия и мощность (переходного процесса в системе электроснабжения или переданного из системы);

• - повторяемость [периодические переходные процессы (в виде импульсов в каждом периоде) или одиночные (непредсказуемые)].

Указанные выше параметры целесообразно применять при разработке системы классификации, позволяющей статистически описать переходные процессы. С другой стороны, несколько из этих трудно определяемых параметров могут быть графически представлены на одной осциллограмме, что важно, например, при поиске неисправностей.

А.4.6 Влияние устройств защиты от импульсных перенапряжений на измерение параметров переходных процессов

Устройства защиты от импульсных перенапряжений представляют собой шунтирующие элементы, проводящие ток при превышении порогового напряжения. Данные устройства обычно используют для ограничения импульсных перенапряжений (скачков напряжения). Они широко применяются в сетевых фильтрах и часто входят в состав таких чувствительных электронных устройств, как персональные компьютеры.

Поскольку все устройства защиты от импульсных перенапряжений в электрической сети фактически соединены параллельно, то устройство защиты с наиболее низким пороговым напряжения будет (в пределах его возможностей) ограничивать все переходные напряжения и шунтировать большую часть токов переходных процессов, воздействующих на оборудование. Следовательно, измерение переходных напряжений на многих объектах (офисные помещения, лаборатории, промышленные предприятия и т. д.) может привести к неточному результату, т. к. будет просто измерено пороговое напряжение одного из разрядников. По этой причине переходный ток часто является лучшей мерой оценки интенсивности переходных процессов, чем переходное напряжение .

А.5 Быстрые изменения напряжения

Быстрое изменение напряжения представляет собой резкий переход среднеквадратического значения напряжения от одного установившегося значения к другому.

Для измерения быстрых изменений напряжения должны быть определены пороговые значения для каждого из следующих параметров: минимальной скорости изменения напряжения, минимальных длительностей установившихся значений напряжения, минимальной разности напряжений между двумя установившимися значениями и постоянства установившихся значений напряжения.

Значение напряжения при быстром изменении напряжения не должно превышать пороговых значений провала напряжения и/или перенапряжения, иначе изменение напряжения будет интерпретировано как провал или перенапряжение.

Характерным параметром быстрого изменения напряжения является разность между установившимся значением напряжения, достигнутым после быстрого изменения, и исходным установившимся значением.

А.6 Ток

А.6.1 Общие положения

Применительно к КЭ измерения тока дополняют измерения напряжения, особенно если необходимо определить причины таких событий, как изменение значения напряжения, провал напряжения, прерывание напряжения или несимметрия.

Форма колебаний тока может помочь отождествить записанное событие с конкретным техническим средством и его функционированием, например запуском двигателя, включением трансформатора или подключением конденсатора.

Гармоники и интергармоники тока, связанные с гармониками и интергармониками напряжения, могут быть полезными для определения характеристик нагрузки, подключенной к сети.

Следует учесть, что измерительные преобразователи в настоящем приложении не рассматриваются.

А.6.2 Термин и определение

Среднеквадратическое полупериодное значение тока I_{half cycle rms} : Среднеквадратическое значение тока, измеренное за каждый полупериод.

А.6.3 Сила тока

А.6.3.1 Измерение

Область изменения среднеквадратических значений измеряемого тока должна соответствовать полной шкале СИ, в том числе при максимальном значении коэффициента формы.

Примечание — В оценку силы тока включают гармоники, интергармоники и пульсации при передаче сигналов.

Класс А

Измерения среднеквадратического значения тока проводят на интервале времени измерения 10 периодов для систем электроснабжения частотой 50 Гц или 12 периодов — для систем частотой 60 Гц. Интервалы времени 10/12 периодов должны следовать друг за другом без перекрытия.

Классы S и В

Используемый интервал времени измерений устанавливает изготовитель СИ.

A.6.3.2 Неопределенность измерений

Класс А

Неопределенность измерений Д/ в области значений влияющих величин, установленной в 6.1, не должна превышать ± 0,1 % от значения полной шкалы СИ.

Класс S

Неопределенность измерений Д/ в области значений влияющих величин в соответствии с 6.1 устанавливает изготовитель СИ. Во всех случаях неопределенность измерений Д/ не должна превышать ± 1,0 % от значения полной шкалы СИ.

Класс В

Неопределенность измерений Д/ в области значений влияющих величин в соответствии с 6.1 устанавливает изготовитель СИ. Во всех случаях неопределенность измеренийД/ не должна превышать ±2,0 % значения полной шкалы СИ.

А.6.3.3 Объединение и оценка результатов измерений

В системах электроснабжения переменного однофазного тока возможно измерение единственного среднеквадратического значения тока. Для трехпроводных систем электроснабжения трехфазного тока возможны измерения трех среднеквадратических значений тока; для четырехпроводных систем электроснабжения, как правило, возможны измерения четырех среднеквадратических значений тока. Дополнительно может быть измерен ток в заземляющем проводе.

Класс А

Используют объединенные интервалы измерений по 4.4 и 4.5. Кроме того, для сглаживания результатов измерений могут быть использованы дополнительные методы объединения, например цифровой фильтр низких частот, как установлено в ГОСТ 30804.4.7—2013 (пункт 5.5.1).

Если среднеквадратическое значение тока, измеренное на любом из интервалов времени 10/12 периодов, превышает установленное значение полной шкалы СИ, то значение тока на данном интервале 10/12 периодов должно быть маркировано.

Классы В и S

Используемый интервал времени измерений устанавливает изготовитель СИ.

А.6.4 Пусковой ток

А.6.4.1 Измерение

Класс А

Считают, что пусковой ток начинается, когда среднеквадратическое полупериодное значение тока /_{half cycle rms} возрастает выше порогового значения пускового тока и заканчивается, когда значение /_{half cycle rms} равно или ниже порогового значения пускового тока минус 2 % значения номинального тока.

При измерениях определяют значения /_{half cycle rms} . Все интервалы времени длительностью один полупериод должны быть смежными и не перекрываться.

Примечания

1 Обычно пороговое значение выбирают более 120 % значения номинального тока.

2 Для полного понимания явлений, связанных с пусковыми токами, рекомендуется получить осциллограммы всех токов и напряжений, относящихся к пусковому току (см. А.7.2).

Классы S и В

Проводят измерения среднеквадратического значения тока за короткий интервал времени измерения, устанавливаемый изготовителем СИ.

А.6.4.2 Оценка результатов измерений

Класс А

Пусковой ток может характеризоваться следующими параметрами:

- длительностью пускового тока (интервалом времени между началом и концом пускового тока);

- максимальным значением I_{half cycle rms} , измеренным при пусковом токе;

- квадратным корнем из среднего арифметического значения квадратов результатов измерений I_{half cycle rms} за время действия пускового тока.

Классы S и В

Требования в настоящем стандарте не установлены.

А.6.4.3 Неопределенность измерений

Класс А

Неопределенность измерений Д/ в области значений влияющих величин, установленных в 6.1, не должна превышать ± 0,5 % от измеренного значения. Неопределенность измерения длительности тока равна одному полупериоду.

Классы S и В

Изготовитель СИ устанавливает:

• - неопределенность измерений Д/ в условиях влияющих величин в соответствии с 6.1;

• - диапазон изменения тока.

Во всех случаях неопределенность измерений Д/ не должна превышать ± 5 % от измеренного значения. Изготовитель СИ устанавливает метод расчета неопределенности измерений.

А.6.5 Гармоники тока

Класс А

Измерение гармоник тока для целей настоящего стандарта проводят по ГОСТ 30804.4.7. Измерения проводят на основных интервалах времени (10/12 периодов) без промежутков между интервалами. В качестве результатов измерений на основных интервалах времени должны быть гармонические подгруппы /_sg,h по ГОСТ 30804.4.7.

Объединенные интервалы времени применяют в соответствии с 4.4 и 4.5.

Результаты измерения гармонических подгрупп /_sg,h на интервале времени 10/12 периодов маркируют, если в течение этого интервала времени происходит провал напряжения, или перенапряжение (см. 5.4), или прерывание напряжения (см. 5.5).

Классы S и В

Методы измерения и алгоритм объединения результатов измерений устанавливает изготовитель СИ.

А.6.6 Интергармоники тока

Класс А

Измерение интергармоник гармоник тока для целей настоящего стандарта проводят по ГОСТ 30804.4.7. Измерения проводят на основных интервалах времени (10/12 периодов) без промежутков между интервалами. В качестве результатов измерений на основных интервалах времени должны быть центрированные интергармонические подгруппы /_isg,h по ГОСТ 30804.4.7.

Объединенные интервалы времени применяют в соответствии с 4.4 и 4.5.

Результаты измерения интергармонических центрированных подгрупп /_isg,h на интервале времени 10/12 периодов маркируют, если в течение этого интервала времени происходит провал напряжения, или перенапряжение (см. 5.4), или прерывание напряжения (см. 5.5).

Классы S и В

Методы измерения и алгоритм объединения результатов измерений устанавливает изготовитель СИ.

А.7 Характеристики провала напряжения

А.7.1 Основные положения

Провалы напряжения являются распространенными событиями нарушения КЭ. В нормативной части настоящего стандарта провалы напряжения характеризуются двумя параметрами: глубиной и длительностью. Эти параметры получают измерением среднеквадратического значения напряжения, обновляемого для каждого полупериода.

Однако провалы напряжения редко имеют прямоугольную форму, то есть глубина провала часто меняется в течение его длительности и ограничение параметров только глубиной и длительностью может дать недостаточно объективную информацию. Например, при провале напряжения во время пуска двигателя или включении трансформатора существует плавный переход между провалом напряжения и нормальным состоянием.

В конечном счете наибольшее количество информации содержится в формах сигнала, зарегистрированных во время провала напряжения. Однако набор характеристик провала напряжения является полезным способом сокращения объема данных, интерпретации и классификации событий нарушения КЭ.

Многократные провалы могут произойти, например, при неудавшейся попытке повторного включения секции после короткого замыкания. События, которые происходят приблизительно в одно и то же время, могут быть приняты за единственное событие.

Поэтому в зависимости от цели измерения в дополнение к глубине и длительности провала напряжения могут быть рассмотрены другие характеристики.

А.7.2 Быстро обновляемые среднеквадратические значения

Во время провала напряжения может быть полезным вычислять однопериодные среднеквадратические значения, обновляемые чаще, чем каждый полупериод (как определено в нормативной части настоящего стандарта). Например, может быть полезным обновлять однопериодное среднеквадратическое значение 128 раз в течение периода. Этот подход позволяет более точно идентифицировать начало и конец провала напряжения, используя только пороговые значения. К недостаткам этого подхода относится увеличение объема данных и обработки, а также использование сглаживающего фильтра, который может исказить результат.

Измерения среднеквадратических значений напряжения позволяют правильно оценить мощность в резистивной нагрузке. Однако электронные устройства, как правило, восприимчивы не к среднеквадратическому значению напряжения, а к пиковому значению сигнала и нечувствительны к другим характеристикам формы сигнала. Для оценки влияния провала напряжения на электронные устройства могут быть полезны алгоритмы, не основанные на среднеквадратическом значении напряжения.

А.7.3 Угол фазового сдвига

Для некоторых применений электрооборудования важной характеристикой является угол фазового сдвига, при котором начинается провал напряжения. Это имеет место, например, в случаях самопроизвольного отпускания электромеханических контакторов.

Данный угол фазового сдвига может быть определен путем записи участка волны до и в течение провала напряжения и поиском на нем точки, в которой форма волны отклоняется от идеальной, например, на 10 %. Затем необходимо двигаться в обратном направлении к началу провала в поисках точки с меньшим отклонением, например 5 %. Этот алгоритм очень чувствителен и позволяет точно определить начало провала напряжения без ложных срабатываний при слабых колебаниях, не относящихся к провалу напряжения.

Подобный алгоритм может быть использован и для нахождения конца провала напряжения. Этот подход позволяет рассчитать длительность провала с разрешением намного лучшим, чем один период. Также современные методы обработки сигнала имеют способность точно обнаруживать начало провала напряжения.

А.7.4 Несимметрия при провале напряжения

Даже очень кратковременная несимметрия напряжений может повредить нагрузку трехфазного выпрямителя или вызвать срабатывание токовой защиты. Трехфазные провалы часто бывают несимметричными. Способ быстрого обновления среднеквадратичных значений, описанный в А.7.2, полезен при вычислении трехфазной не-симметрии во время провала. Несимметрия часто изменяется во время провала, поэтому она может быть представлена в графической форме или может быть указано максимальное значение несимметрии.

Может быть полезным проанализировать отдельно нулевую последовательность, обратную последовательность и положительную последовательность основной частоты во время несимметричного провала напряжения. Этот подход дает информацию о том, как провал напряжения распространяется в электрической сети и может быть полезен для понимания одновременных провалов и выбросов в различных фазах.

А.7.5 Угол фазового сдвига во время провала напряжения

В некоторых ситуациях, например в трехфазных выпрямителях, угол фазового сдвига при провале напряжения может иметь важное значение. Такой угол фазового сдвига может быть измерен, например, с помощью дискретного преобразования Фурье, примененного к периоду напряжения до начала провала, и к следующему периоду напряжения после начала провала. Если такой подход применить ко всему провалу, может быть рассчитан максимальный угол фазового сдвига во время провала.

Знание угла фазового сдвига в конце провала напряжения также может быть полезным. В некоторых ситуациях, например при анализе стабильности фазовой автоподстройки частоты, может быть полезным вычислить максимальное значение изменения угла фазового сдвига dQ/dt во время провала напряжения. Вычисление угла фазового сдвига во время провала напряжения может быть объединено с вычислением несимметрии напряжений при провале напряжения путем вычисления амплитуды и угла фазового сдвига составляющих нулевой последовательности, обратной последовательности и прямой последовательности напряжений во время несимметричного провала.

А.7.6 Недостающее напряжение

Данная характеристика провала напряжения может быть рассчитана путем вычитания формы волны провала напряжения из идеальной формы волны с амплитудой, фазой и частотой, основанных на данных перед провалом. Эта характеристика может быть полезна, чтобы проанализировать влияние провала, например, на динамические стабилизаторы напряжения.

А.7.7 Искажение во время провала напряжения

Напряжение во время провала часто искажено, и искажения могут быть важны для понимания воздействия провала напряжения на электронные устройства. Для описания искажения во время провала может быть применен традиционный метод расчета коэффициента искажения синусоидальности кривой напряжения, но при этом искаженное напряжение сравнивают с напряжением основной частоты, которое по определению быстро изменяется во время провала. По этой причине может быть более полезным оценивать искажение во время провала просто среднеквадратичными значениями неосновных составляющих. Присутствие четных гармоник во время и после провала может указывать на насыщение трансформатора.

А.7.8 Другие характеристики

Приведенный перечень характеристик провалов напряжения не является исчерпывающим. Другие характеристики, не указанные здесь, могут быть также полезными для анализа влияния провалов напряжения на различные типы нагрузок, управляющих и корректирующих устройств. Дополнительные сведения приведены в [6] и [15].

Приложение B (справочное)

Измерения показателей качества электрической энергии — руководство по проведению

• B.1 Измерения показателей КЭ при выполнении условий договоров

• B.1.1 Введение

Приведенные в настоящем подразделе материалы представляют собой рекомендации по измерениям показателей КЭ при выполнении условий договоров. В них изложены факторы, которые следует учитывать сторонам договорных отношений.

Примечание — В настоящем разделе обсуждаются способы оценки показателей КЭ, относящихся к напряжению.

При включения вопросов обеспечения КЭ в текст договора следует учитывать рекомендации, приведенные в B.1.2. При проведении измерений показателей КЭ в целях проверки соответствия условиям договора следует учитывать рекомендации, приведенные в B.1.3.

• B.1.2 Общее рассмотрение

Условия договора, относящиеся к КЭ, должны быть выполнимы одной стороной и приемлемы для другой. В качестве отправной точки при установлении вопросов КЭ в договоре должен быть указан стандарт, устанавливающий нормы КЭ (см. ГОСТ 13109). Следует учитывать сведения об ожидаемых и фактических значениях показателей КЭ в электрических сетях, приведенные в стандартах МЭК, например [16]—[20].

Для того чтобы результаты измерений показателей КЭ были представительными при нормальных условиях работы системы электроснабжения, следует при анализе результатов измерений не принимать во внимание (но не исключать полностью) данные, полученные в интервалы времени, когда питающая сеть являлась объектом воздействий, вызванных:

- исключительными погодными условиями ;

- влиянием третьей стороны ;

- действиями органов власти ;

- промышленными нагрузками;

- обстоятельствами непреодолимой силы ;

- нехваткой мощности .

Договор должен устанавливать, следует ли при оценке соответствия результатов измерений требованиям договора исключать результаты измерений, маркированные, как указано в нормативной части стандарта (см. 4.7). Если маркированные данные исключают, то результаты измерений каждого показателя КЭ будут, как правило, взаимно независимыми, и значение каждого показателя можно будет непосредственно сравнить со значением, установленным в договоре. Если маркированные данные не исключают, то результаты измерений будут, как правило, в большей степени характеризовать непосредственное влияние КЭ на функционирование восприимчивых нагрузок, но при этом будет более сложно или даже невозможно сравнить результаты измерений с любым договорным значением.

Примечание — Маркирование результатов измерений указывает на то, что измерения могли быть подвержены влиянию помех и что одна помеха могла стать причиной изменения нескольких показателей КЭ.

Если проведение измерений показателей КЭ считается необходимым для оценки соответствия электроснабжения условиям договора, то на сторону договора, которая считает измерения необходимыми, должна быть возложена ответственность за их организацию (если не проводится непрерывный мониторинг КЭ). Однако это не должно препятствовать тому, чтобы в договоре была специально определена сторона, проводящая измерения. Могут также потребоваться консультации с третьей стороной.

В договоре следует указать, какие финансовые затраты, связанные с проведением измерений, должны нести стороны договора. Финансовые затраты могут зависеть от результатов измерений.

Условия договора должны устанавливать сроки действия договора, интервал времени измерений, показатели КЭ, подлежащие измерениям, и места размещение СИ. При выборе интервалов времени измерений и номенклатуры показателей КЭ см. в качестве примера B.1.3 настоящего стандарта.

Способ подключения СИ (например, «фаза — нейтраль» или «фаза — фаза») должен соответствовать виду электрической сети или быть выбран на основе согласованного решения сторон, что должно быть указано в договоре.

В договоре следует указать применяемые методы измерений и значения неопределенности измерений , как установлено в нормативной части настоящего стандарта.

В договоре следует установить метод определения компенсации при нарушении одной из сторон условий договора.

Договор может содержать положения о порядке разрешения споров, связанных с оценкой результатов измерений.

Договор может содержать информацию о порядке доступа к данным и их конфиденциальности, т. к. сторона, анализирующая данные и оценивающая соответствие договору, может не быть стороной, проводящей измерения показателей КЭ.

• B.1.3 Специальные вопросы

B.1.3.1 Общие положения

Качество электрической энергии оценивают сравнением результатов измерений показателей КЭ с нормами КЭ (договорными значениями), указанными в договоре. Нормы КЭ в настоящем стандарте не установлены.

В отношении каждого из показателей КЭ в договор могут быть включены следующие сведения: договорное значение (значения) показателя, продолжительность времени измерений, длительность временных интервалов при оценке значений показателей КЭ, возможные специальные процедуры, относящиеся к применению маркированных результатов измерений.

Значения многих показателей КЭ (относящихся к напряжению, гармоникам, дозе фликера) могут быть разными в будничные и выходные дни. Продолжительность измерений для оценки этих показателей должна быть минимум одна неделя (или несколько недель).

B.1.3.2 Частота

Продолжительность измерений: минимальный интервал времени измерений для оценки — одна неделя. Методы оценки основаны на использовании значений частоты на 10-секундных интервалах времени измерения.

Предлагаются следующие методы оценки:

- расчет числа или процентной доли значений частоты в течение времени измерений , которые выходят за верхнее или нижнее предельные значения, установленные в договоре;

- сравнение значений частоты, в максимальной степени отклоняющихся от номинального значения, с верхним и/или нижним предельными значениями, установленными в договоре (продолжительность измерений в данном случае может отличаться от указанного выше минимального значения);

- сравнение значений частоты ( в герцах ), определенных с вероятностью 95 % ( или с иной вероятностью ) за один или несколько недельных интервалов времени измерений с верхним и/или нижним предельными значениями, установленными в договоре;

- расчет числа последовательных значений частоты , которые выходят за верхнее и / или нижнее предельные значения, установленные в договоре;

- сравнение величин, полученных усреднением значений частоты, отклоняющихся от номинального значения, на интервале времени измерений, с предельными значениями, установленными в договоре.

Могут быть применены другие методы оценки, согласованные сторонами договора.

B.1.3.3 Значение напряжения Продолжительность измерений: минимальный интервал времени измерений для оценки — одна неделя.

Методы оценки основаны на использовании значений напряжения на 10-минутных интервалах времени измерений.

Предлагаются следующие методы оценки:

- расчет числа или процентной доли значений напряжения в течение времени измерений, которые выходят за верхнее или нижнее предельные значения, установленные в договоре;

- сравнение значений напряжения, в максимальной степени отклоняющихся от номинального значения, с верхним и/или нижним предельными значениями, установленными в договоре (продолжительность измерений в данном случае может отличаться от указанного выше минимального значения);

- сравнение значений напряжения ( в вольтах), определенных с вероятностью 95 % ( или с иной вероятно -стью) за один или несколько недельных интервалов времени измерений с верхним и/или нижним предельными значениями, установленными в договоре;

- расчет числа последовательных значений напряжения , которые выходят за верхнее и / или нижнее предель -ные значения, установленные в договоре.

Могут быть применены другие методы оценки, согласованные сторонами договора.

B.1.3.4 Доза фликера

Продолжительность измерений: минимальный интервал времени измерений для оценки — одна неделя.

Методы оценки основаны на использовании значений кратковременной дозы фликера P_st (10-минутный интервал времени измерений) и длительной дозы фликера P_lt (интервал времени измерения 2 ч).

Предлагаются следующие методы оценки:

- расчет числа или процентной доли значений дозы фликера в течение времени измерений, которые выходят за предельные значения, установленные в договоре;

- сравнение значений P_st , определенных с вероятностью 99 % ( или с иной вероятностью ), или значений P_lt, определенных с вероятностью 95 % (или с иной вероятностью), за один или несколько недельных интервалов времени измерений с предельными значениями, установленными в договоре.

Могут быть применены другие методы оценки, согласованные сторонами договора.

B.1.3.5 Провалы напряжения и перенапряжения Продолжительность измерений: минимальный интервал времени измерений для оценки — один год.

Методы оценки основаны на установлении сторонами договора значения входного напряжения U_djn.

Примечание — Для абонентов низковольтных систем электроснабжения входное напряжение U_din обычно равно номинальному напряжению системы. Для абонентов систем электроснабжения среднего и высокого напряжения входное напряжение U_din может отличаться от номинального напряжения.

Стороны договора должны согласовать:

- пороговые значения провала напряжения и перенапряжения ;

- методы объединения результатов измерений по времени;

- методы объединения результатов измерения в различных местах установки СИ , если измерение проводят более чем в одном месте;

- содержание протоколов испытаний , например , в части таблиц остаточного напряжения и длительности про -валов напряжения и перенапряжений;

- другие требования , относящиеся к методам оценки , представляющие интерес .

B.1.3.6 Прерывания напряжения

Продолжительность измерений: минимальный интервал времени измерений для оценки — один год.

Методы оценки: стороны договора должны согласовать значение длительности, определяющей границу между «кратковременными» и «длительными» прерываниями напряжения. Предлагается проводить расчет числа «кратковременных» прерываний напряжения и полной продолжительности «длительных» прерываний напряжения в течение интервала времени измерения. Могут быть применены другие методы оценки, согласованные сторонами договора.

Прерывания напряжения, о которых абонента информируют заранее (например, не менее чем за 24 ч), могут рассматриваться как плановые отключения и не приниматься в расчет.

B.1.3.7 Несимметрия напряжений

Продолжительность измерений: минимальный интервал времени измерений для оценки — одна неделя.

Методы оценки основаны на использовании значений несимметрии напряжений на интервалах времени измерения 10 мин и/или 2 ч.

Предлагаются следующие методы оценки для каждого из двух значений:

- расчет числа или процентной доли значений несимметрии в течение времени измерений , которые выходят за предельные значения, установленные в договоре;

- сравнение значений несимметрии, в максимальной степени отклоняющихся от номинального значения, с предельными значениями, установленными в договоре (продолжительность измерений в данном случае может отличаться от указанного выше минимального значения и быть равной, например, одному году);

- сравнение значений несимметрии ( в процентах ), определенных с вероятностью 95 % ( или с иной вероят -ностью) за один или несколько недельных интервалов времени измерений с предельными значениями, установленными в договоре.

Могут быть применены другие методы оценки, согласованные сторонами договора.

B.1.3.8 Гармоники напряжения

Продолжительность измерений: минимальный интервал времени измерений для оценки — одна неделя при использовании значений, полученных на 10-минутных интервалах времени. Кроме того, ежедневная оценка по крайней мере в течение одной недели при использовании значений, полученных на интервалах времени 3 с (150/180 периодов).

Методы оценки основаны на использовании значений на интервалах времени 3 с (150/180 периодов) и/или 10 мин.

Договорные значения (нормы КЭ) могут быть в соответствии с соглашением между сторонами установлены для отдельных гармоник, для групп гармоник в конкретной полосе частот или других групп, например четных и нечетных гармоник.

Предлагаются следующие методы оценки для любых значений:

- расчет числа или процентной доли значений в течение времени измерений , которые выходят за предель -ные значения, установленные в договоре;

- сравнение максимальных значений с предельными значениями, установленными в договоре (продолжительность измерений в данном случае может отличаться от указанного выше минимального значения и быть равной, например, одному году);

- сравнение значений ( в процентах ), измеренных на интервалах времени 10 мин , определенных с вероят -ностью 95 % (или с иной вероятностью) за один или несколько недельных интервалов времени измерений и/или значений, измеренных на интервалах времени 150/180 периодов, определенных с вероятностью 95 % (или с иной вероятностью) за каждые сутки, с предельными значениями, установленными в договоре.

Могут быть применены другие методы оценки, согласованные сторонами договора.

B.1.3.9 Интергармоники напряжения

Продолжительность измерений: минимальный интервал времени измерений для оценки — одна неделя при использовании значений, измеренных на 10-минутных интервалах времени. Кроме того, ежедневная оценка по крайней мере в течение одной недели при использовании значений, измеренных на интервалах времени 3 с (150/180 периодов).

Методы оценки основаны на использовании значений на интервалах времени 3 с (150/180 периодов) и/или 10 мин.

Договорные значения (нормы КЭ) могут быть в соответствии с соглашением между сторонами установлены для групп интергармоник гармоник в конкретной полосе частот или других групп.

Предлагаются следующие методы оценки для любых значений:

- расчет числа или процентной доли значений в течение времени измерений , которые выходят за предель -ные значения, установленные в договоре;

- сравнение максимальных значений с предельными значениями, установленными в договоре (продолжительность измерений в данном случае может отличаться от указанного выше минимального значения и быть равной, например, одному году);

- сравнение значений ( в процентах ), измеренных на интервалах времени 10 мин , определенных с вероят -ностью 95 % (или с иной вероятностью) за один или несколько недельных интервалов времени измерений и/или значений, измеренных на интервалах времени 150/180 периодов, определенных с вероятностью 95 % (или с иной вероятностью) за каждые сутки, с предельными значениями, установленными в договоре.

Могут быть применены другие методы оценки, согласованные сторонами договора.

B.1.3.10 Напряжения сигналов в электрических сетях

Продолжительность измерений: минимальный интервал времени измерений для оценки — одна неделя.

Предлагаются следующие методы оценки для любых значений:

- расчет числа или процентной доли значений в течение времени измерений , которые выходят за предель -ные значения, установленные в договоре;

- сравнение максимальных значений с предельными значениями, установленными в договоре (продолжительность измерений в данном случае может отличаться от указанного выше минимального значения и быть равной, например, одной неделе).

B.2 Проведение статистических наблюдений

B.2.1 Общие положения

В настоящем подразделе приведены рекомендации по организации и проведению статистических наблюде -ний (обследований) КЭ (включая непрерывный мониторинг).

При проведении статистических наблюдений (обследований) КЭ в интересах потребителя задача состоит в том, чтобы обеспечить потребителя сведениями о соответствии показателей качества электрической энергии, получаемой потребителем, совокупности статистических индексов КЭ, признанных сторонами договора. Эти статистические индексы КЭ могут основываться на требованиях стандарта или устанавливаться для конкретной электрической установки или образца оборудования.

При проведении обследований КЭ в интересах поставщика электрической энергии задача состоит в оценке существующего уровня КЭ (например, для подключения новой нагрузки).

Настоящий подраздел объясняет цель статистических наблюдений КЭ и содержит некоторые рекомендации. На основе обработки большого числа измеренных значений показателей КЭ проводится вычисление индексов КЭ для конкретной точки электрической сети или сети в целом, используемых в качестве исходных величин, позволяющих:

- проверить соответствие условиям договора ( см . В .1);

- контролировать изменение показателей КЭ в течение продолжительного периода времени;

- сравнивать различные электрические сети в один и тот же период времени .

B.2.2 Анализ

Для статистического анализа должны применяться однородные данные, полученные в один и тот же интервал времени измерений в результате одних и тех же измерений в одной и той же электрической сети и т. д.

Статистический анализ основывается на классификации измеренных значений.

Для каждого отдельного показателя КЭ необходимо установить «область нормальных изменений» и решить, включать или не включать в эту область маркированные данные (см. 4.7). Область нормальных изменений затем разделяют на несколько классов одинаковой ширины. Выбранное число классов определяет величину доверительного интервала. Приемлемым считают число классов, равное 100. Классы должны оставаться постоянными в течение интервала времени измерений (один день, одна неделя, один год и т. д.). В пределах области нормальных изменений устанавливают последовательность классов от наиболее низкого до самого высокого значения. Рассчитывают число измеренных значений показателя КЭ в пределах каждого класса. Эти расчеты могут быть использованы для определения интегральных кривых, которые в свою очередь могут быть использованы для определения процентных отношений.

Для определения доверительного интервала используют формулы статистики при заданной доверительной вероятности, например, 95 %. Если число статистических значений невелико, следует соблюдать осторожность при определении доверительного интервала.

B.2.3 Индексы КЭ

B.2.3.1 Характеристики отдельной точки электросети

Отдельная точка измерения в зависимости от конкретных показателей КЭ может характеризоваться индексами КЭ двух видов:

- статистическим индексом (например, процентным отношением) для максимальных или средних значений в течение времени измерений (см. [18] для гармоник, [19] для фликера и [20] для несимметрии напряжений);

- подсчетом событий нарушения КЭ в табличной форме .

Примеры индексов КЭ для различных показателей КЭ приведены в B.1.3.

B.2.3.2 Характеристики сети в целом

Сеть в целом представляет собой совокупность отдельных точек, классифицируемых по типу сети или потребителей. Для получения общих результатов могут быть определены весовые коэффициенты. Весовые коэффициенты могут применяться и к статистическим индексам и событиям ухудшения КЭ.

B.2.4 Цели проведения мониторинга КЭ

Мониторинг КЭ необходим для того, чтобы характеризовать электромагнитные явления в конкретной точке электрической сети. Цель мониторинга может быть простой, например заключаться в проверке состояния непрерывного регулирования напряжения в точке подачи электрической энергии, или более сложной, например в анализе гармонических токов, протекающих в распределительной электрической сети.

Для проведения мониторинга КЭ в основном могут быть следующие основания:

• 1) необходимость устранения повреждений, вызывающих ухудшение КЭ путем выявления несовместимостей между системой электроснабжения и ТС, входящими в состав электрических установок;

• 2) необходимость оценки КЭ, т. е. электромагнитной обстановки в конкретной точке для совершенствования методов регулирования или проведения мероприятий по улучшению КЭ;

• 3) планирование подключения новых ТС, т. е. анализ качества функционирования ТС после подключения нового оборудования, а также обоснование требований к устройствам обеспечения КЭ, планируемым к подключению внутри электроустановки.

В любом случае при организации мониторинга КЭ наиболее важно четкое понимание целей мониторинга. От целей мониторинга зависят номенклатура показателей КЭ, подлежащих измерению, продолжительность мониторинга и пороговые значения, с которыми будут сравниваться измеренные значения показателей КЭ.

В.2.5 Экономические аспекты мониторинга КЭ

На стоимость и общую экономическую эффективность измерений (мониторинга) влияют несколько факторов, в том числе стоимость:

- применения СИ ;

- применения измерительных преобразователей ;

- монтажа СИ в местах измерения, включая доступ для подключения;

- обслуживания ;

- передачи данных ;

- управления данными (создание баз данных и т. д.);

- обработки и анализа данных , а также продолжительность обследования .

Из этого перечня стоимость применения собственно СИ редко является наиболее затратным фактором. На подстанциях и в электрических сетях поставщиков электрической энергии стоимость монтажа и обслуживания СИ обычно значительно доминирует над стоимостью применения СИ. Если рассматривается длительный процесс измерений, то начинает доминировать стоимость передачи и анализа данных. Следовательно, при организации мониторинга КЭ целесообразно применять СИ, которые легко устанавливать, иметь достаточно возможностей для связи и передачи данных и проводить сбор данных в форме, которая упрощает задачи анализа (например в стандартизованном формате).

При оценке стоимости измерительного процесса длительность обследования обычно можно рассматривать в качестве множителя. Данное положение применимо к измерениям с целью оценки соответствия КЭ требованиям, установленным в стандарте, устанавливающем нормы КЭ, например [8] (см. также ГОСТ 13109). Требования стандартов, касающихся продолжительности обследования, должны быть выполнены. Если длительность измерений в стандарте точно не установлена , продолжительность измерений следует минимизировать с учетом конкретной ситуации, при условии получения достаточно информации для соответствующего проведения оценки. Факторы, которые следует учитывать при выборе продолжительности измерений, включают:

- отнесение нагрузок потребителя к применяемым в жилых, коммерческих и производственных зонах;

- основания для проведения мониторинга КЭ ( см . выше );

- изменчивость нагрузок и временные рамки, в пределах которых эта изменчивость должна быть изучена.

Перед организацией постоянной системы мониторинга КЭ следует оценить преимущества постоянного наблюдения. Прямые материальные выгоды при непрерывном мониторинге, в частности, включают в себя:

- возможность идентификации неисправного оборудования до его полного выхода из строя (например, переключателей трансформаторов и батарей конденсаторов);

- уменьшение времени восстановления систем ( за счет выявления неисправностей );

- возможность проверки соответствия условиям договоров;

- определение условий подключения нового оборудования .

Следует также учитывать возможность связи с потребителем для улучшения его отношений с поставщиком.

B.3 Места проведения и виды наблюдений

В.3.1 Места проведения мониторинга КЭ

Выбор мест для установки СИ зависит от цели обследования. Если цель проведения мониторинга заключается в анализе проблем, связанных с качеством функционирования ТС, подключенных к электрическим сетям, то СИ следует монтировать возможно ближе к нагрузкам. Данное положение применимо при анализе проблем, связанных с качеством функционирования восприимчивых электронных нагрузок (компьютеры, электрические приводы с регулируемой скоростью вращения) и для оборудования электрических распределительных сетей (устройства защитного отключения, конденсаторы). После того как выявлено ухудшение КЭ, возможно перемещение СИ в пределах электрической системы для обнаружения источника помех.

Место монтажа СИ при проведении мониторинга следует выбирать с учетом затрат и удобств применения при выполнении технических, методических требований и правовых положений. Например, измерения на электрической подстанции в основном являются менее затратными, чем аналогичные измерения на опорах электрической линии вдалеке от подстанции. При проведении мониторинга с целью проверки соответствия условиям договоров место размещения СИ должно быть согласовано сторонами договора. Как правило, в качестве места размещения СИ выбирают точку общего присоединения к электрической сети, определяемую как точка электрической сети, электрически ближайшая к входным устройствам рассматриваемого приемника электрической энергии, к которой присоединены или могут быть присоединены входные устройства других приемников.

B.3.2 Обследование объектов перед проведением мониторинга КЭ

Перед проведением измерений следует собрать сведения об обстановке в системе электроснабжения. Это облегчит целесообразный выбор мест размещения СИ, проведение измерений и анализ их результатов. При обследовании объектов следует учитывать:

- сведения о системе электроснабжения (однолинейные схемы сетей, характеристики трансформаторов, схемы подключения трансформаторов, характеристики сети при коротком замыкании, характеристики и размещение батарей конденсаторов, сведения об ответвлениях сети, данные о нагрузках, заземлении и т. д.);

- изменения, имевшие место в топологии электроустановок (например, в связи с изменениями конденсаторов для улучшения коэффициента мощности, изменениями нагрузок, вводом в эксплуатацию и выводом из эксплуатации трансформаторов и т. д.);

- сведения об известных возмущающих нагрузках, их параметрах и рабочих режимах.

B.3.3 Обследование электроустановки потребителя

При обследовании электроустановки потребителя целесообразно в дополнение к сведениям, указанным выше, собрать информацию о видах и характеристиках применяемого восприимчивого оборудования, а также о времени любых событий, совпадающих с ухудшением качества функционирования оборудования. Эти события должны быть проверены для выявления их совпадений с процессами, имевшими место в электрических установках и в электрических сетях.

B.3.4 Обследование электрической сети

Обследование электрической сети требует, чтобы была собрана специфическая информация о сети, включая:

- сведения о защитных устройствах электрической сети и их уставках. Следует учитывать, что если уставки изменяются по какой-либо причине в течение периода обследования, это может оказать воздействие, например, на статистику провалов напряжения. Целесообразно, основываясь на результатах обследования, провести оценку различных сценариев работы устройств защиты;

- сведения о наличии и характеристиках устройств телеуправления, осуществляемого по силовым линиям, которые могут влиять на результаты измерений;

- характеристики нагрузок (например, промышленные нагрузки, в коммерческих зонах, в жилых зонах или смешанные);

- порядок контроля реактивной мощности в электрической сети.

B.4 Соединения и измеряемые величины

B.4.1 Возможности подключения СИ

При подключении СИ необходимо принять решения относительно нескольких вариантов подключения, в том числе:

- для однофазных и трехфазных измерений ;

- по схемам «фаза — фаза», «фаза — нейтраль» и «фаза — земля »;

- на стороне низкого и высокого напряжения вблизи трансформатора.

Вариант подключения СИ во многом зависит от целей проведения обследования. Иногда требования к подключению СИ могут быть регламентированы в стандарте, устанавливающем нормы КЭ, соответствие требованиям которого проверяется при обследовании. В любом случае при подключении должны учитываться требования безопасности, правила подключения оборудования, подвергающегося воздействию помех, а также особенности подключения трансформаторов. Как правило, при измерениях показателей КЭ, относящихся к длительным, установившимся явлениям, таким как гармоники и фликер, могут быть проведены однофазные измерения вместо трехфазных. Это возможно потому, что данные явления часто проявляются симметрично в трех фазах. Однако такое предположение следует подтвердить временным проведением трехфазных измерений. Если основной причиной проведения мониторинга является обнаружение провалов и выбросов напряжения, измерения следует проводить во всех фазах электрической сети, к которой подключено техническое средство, подвергаемое воздействию помех.

B.4.2 Измеряемые показатели КЭ

Номенклатура измеряемых величин зависит в основном от целей проведения мониторинга, стандартов, применяемых при оценке соответствия, а также от других факторов. При организации мониторинга необходимо для упорядочения базы данных и экономии пространства данных установить очередность получения измеряемых величин, например в следующем виде:

а) основные параметры сети (напряжение, ток, мощность и т. д.);

• b) провалы и выбросы напряжения;

• c) гармоники напряжения;

• d) гармоники тока;

• e) несимметрия;

• f) низкочастотные переходные процессы (переключение конденсаторов);

• g) фликер;

• h) интергармоники напряжения и тока;

• i) сигналы, передаваемые по электрическим сетям.

Данная очередность приведена в качестве примера, действительная очередность будет определяться целями и задачами конкретных измерений. Если очередность получения данных установлена и ее с учетом проведен выбор СИ, рекомендуется, чтобы была использована вся информация, получаемая от СИ. Проще исключить некоторые сведения после проведенного мониторинга, чем получить необходимые величины позже, если они не были измерены непосредственно. Как правило, единственными вопросами, влияющими на это решение, будут объем памяти СИ и влияние стоимости/времени передачи данных.

B.4.3 Мониторинг показателей КЭ, относящихся к току

Как правило, потребитель несет ответственность за ток, который принадлежащее ему техническое средство получает из системы электроснабжения или инжектирует в систему электроснабжения, а поставщик электрической энергии несет ответственность за напряжение электропитания. Данное положение следует использовать в качестве основы при решении вопросов, относящихся к измерениям тока.

Измерения тока имеют важную роль для оценки эмиссии помех в электрические сети, однако при измерениях гармонических токов достаточно сложным является точное определении углов фазового сдвига.

Измерения токов могут быть неоценимы при определении источников/причин ухудшения КЭ, так как результаты этих измерений могут помочь определить, находится ли СИ в положении «вверх по течению» или «вниз по течению». Это особенно справедливо в отношении провалов напряжения.

B.5 Выбор пороговых значений и продолжительности мониторинга

B.5.1 Пороговые значения при мониторинге КЭ

Пороговые значения при мониторинге могут быть определены исходя из статистических индексов, с которыми сравнивают результаты измерений, или из требований к ТС, подключенным к электрическим сетям. В этой связи следует еще раз отметить необходимость обсуждения оснований для проведения мониторинга. Следует учитывать различия между пороговыми значениями при обнаружении помехи, определении характеристик события ухудшения КЭ, проведении расчетов, статистическом анализе.

Рекомендуется, чтобы пороговые значения при измерениях были выбраны настолько жестко, насколько это осуществимо (при исключении ложных срабатываний). Более широкие пороговые значения могут быть эффективно введены при обработке полученных результатов измерений. Однако потерянные из-за неправильно выбранных пороговых значений данные не могут быть восстановлены.

При измерениях в нерегулярной части электрической сети следует использовать пороговые значения на скользящей основе. Например, СИ, развернутые на распределительных электрических линиях, с регулированием напряжения трансформаторами с ответвлениями и батареями конденсаторов, могут использовать фиксированные пороговые значения. Однако при установке СИ в передающих системах или других частях электрических сетей, не имеющих прямого регулирования напряжения, следует использовать скользящие опорные значения.

B.5.2 Продолжительность мониторинга КЭ

Продолжительность мониторинга должна быть определена с учетом оснований для проведения обследования КЭ. Например, если результаты измерений сравнивают с индексами КЭ, продолжительность мониторинга определяется требованиями к расчетам этих индексов.

Часто полезно сравнить результаты измерений КЭ, полученные в различные моменты времени, например результаты текущего и прошлого года. Если сравнения такого вида целесообразны, мониторинг может быть непрерывным. Минимальная продолжительность мониторинга может быть установлена в стандартах, устанавливающих нормы КЭ (см., например, ГОСТ 13109). В любом случае измерения таких событий ухудшения КЭ, как провалы и выбросы напряжения, требуют длительного периода измерений (месяцы) для получения данных, необходимых для значимой оценки. Более редкие события ухудшения КЭ, такие как прерывания напряжения, могут требовать еще более длительных периодов наблюдения. В противоположность этому измерения гармоник и других установившихся процессов позволяют получить значимую информацию за сравнительно короткий период времени (минимум одна неделя). Для измерений на соответствие стандарту, устанавливающему нормы КЭ (см., например, ГОСТ 13109), продолжительность наблюдения должна быть установлена в стандарте. Вопрос о том, необходим ли непрерывный мониторинг для проверки соответствия стандарту, должен быть решен в каждом конкретном случае.

В.6 Статистический анализ результатов измерений

В.6.1 Общие положения

Для обработки результатов измерений должен быть применен статистический анализ. В зависимости от целей измерений и номенклатуры измеряемых показателей КЭ могут быть выбраны различные методы анализа, в том числе основанные:

- на подсчете числа событий, при которых превышается установленное пороговое значение;

- группировании большого числа результатов измерений, проведенных в одинаковых условиях, с их приведением к одному или нескольким значениям. В качестве таких значений могут применяться максимальные, средние и минимальные значения, а также значения, соответствующие вероятности 99 % и 95 %. Во многих случаях целесообразно применение значений, соответствующих вероятности 95 %.

B.6.2 Индексы КЭ

Перед проведением измерений необходимо выбрать применяемые статистические индексы КЭ, с которыми будут сравниваться результаты измерений. Эти сведения будут полезны для определения продолжительности измерений, пороговых значений и порядка статистической обработки результатов измерений. При отсутствии стандарта, устанавливающего индексы КЭ, необходим выбор комплекта индексов для конкретных измерений. В документах, указанных в Библиографии, приведены ссылки на ряд работ, проведенных по вопросам вычисления статистических индексов КЭ.

B.7 Измерение показателей КЭ для устранения технических проблем

B.7.1 Общие положения

Устранение повреждений, вызывающих ухудшение КЭ, проводят в основном в связи с эксплуатационными происшествиями или проблемами. Поэтому часто желательно получить результаты как можно быстрее, в отличие от их получения для проверки выполнения условий договоров или архивного применения. Тем не менее необходимость быстрой диагностики не должна приводить к необдуманным или необоснованным выводам.

Обычно первичные (необъединенные) результаты измерений являются наиболее пригодными при отыскании и устранении повреждений, т. к. позволяют проводить любую последующую обработку данных, например построение графических характеристик (сигнатур) КЭ. Для того чтобы минимизировать объем сведений, сохраняемых и обрабатываемых при отыскании повреждения, целесообразно фиксировать и выдавать только те данные, которые были получены СИ непосредственно перед событием, во время и после события (например, провала напряжения или переходного процесса).

B.7.2 Графические характеристики КЭ

Графические характеристики (сигнатуры) КЭ представляют собой графические представления событий нарушения КЭ, часто сопровождаемые краткими таблицами числовых характеристик.

Наиболее общей формой графической характеристики является временная осциллограмма напряжения и тока. Могут быть полезны также другие формы сигнатур, такие как спектрограммы, отражающие гармонический состав, интегральные распределения вероятности и т. д. Шкала времени для представления графических характеристик КЭ может меняться от 100 мкс до 30 дней. Шкалу времени для представления события нарушения КЭ определяют с использованием СИ на основе характеристик и длительности события.

В большинстве случаев считают, что графические характеристики КЭ должны представлять сигнал перед , во время и после события нарушения КЭ. Обычно отображение сигнала перед событием должно занимать четвертую часть графика.

Графические характеристики КЭ являются полезными при отыскании и устранении повреждений во всей электрической сети, включая установки потребителей. Обычно графические характеристики используют, чтобы идентифицировать и определить источник события нарушения КЭ и принять соответствующее решение.

С использованием графической характеристики провала напряжения эксперт может, например, определить, что причиной ухудшения КЭ является пуск мощного двигателя в конкретном месте размещения, и принять соответствующее решение. Хотя приведенный пример относится к провалу напряжения, в справочной литературе приведены типовые графические характеристики для сотен различных событий нарушения КЭ, вызванных: включениями устройств компенсации реактивной мощности, молниевыми разрядами, неисправностями в электрических сетях и установках потребителей, ослаблением контактов, искрением контактов, излучениями радиопередатчиков, одновременным подключением электронных устройств и двигателей к одной сети и т. д.

Хотя идентификация события нарушения КЭ возможна на основе только графической характеристики напряжения, наличие графических характеристик тока существенно повышает возможности и точность оценки события. Более того, графические характеристики тока помогают определить направление к источнику нарушения КЭ.

Приложение C

(справочное)

Рекомендации по характеристикам средств измерений

• C.1 Общие положения

Настоящий стандарт представляет собой основополагающую публикацию в области ЭМС. Вместе с тем детальное руководство по характеристикам СИ, методам подтверждения выполнения установленных требований к характеристикам СИ, дополнительным влияющим величинам и другие аналогичные сведения должны быть приведены в стандарте, распространяющемся на группу продукции. Однако стандарт, распространяющийся на группу продукции, в настоящее время отсутствует и пользователи настоящего стандарта будут вынуждены устанавливать требования к СИ, проводить их конструирование, выбирать или испытывать СИ, применяя настоящий основополагающий стандарт. В этой связи в данном приложении приведены некоторые рекомендации, не имеющие нормативного характера.

После завершения работы над стандартом, распространяющимся на группу продукции, данное приложение в следующем издании настоящего стандарта будет исключено.

• C.2 Суммарные требования

Таблица C.1 содержит информацию о суммарных требованиях к характеристикам процесса измерения классов А и S. В случае противоречий между таблицей C.1 и нормативной частью настоящего стандарта преимущество имеет нормативная часть стандарта.

Таблица C.1 — Суммарные требования

Показатель КЭ, пункт стандарта	Класс характеристик процесса измерений	Метод измерений	Неопределенность измерений	Диапазон измерений1)	Область значений влияющей вели-чины2)	Метод объединения
Частота, 5.1	А	5.1.1	± 0,01 Гц	(42,5—57,5) Гц/ (51—69) Гц	(42,5—57,5) Гц/ (51—69) Гц	Требования не установлены
	S	То же	± 0,05 Гц	То же	То же	То же
Значение напряжения, 5.2	А	5.2.1	± 0,1 % от Udn	(10—150) % от Udin	(10—200) % от Udin	4.4 и 4.5
	S	То же	± 0,5 % от Udn	(20—120) % от Udin	(10—150) % от Udin	То же
Кратко-временная доза фликера, 5.3	А	[ 5 ]	[ 5 ]	0,2—10 pt)	0—20 (Pst)	ГОСТ Р 51317.4.15
	S	То же	5.3.2	0,4—4 (Pst )	0—10 (Pst)	То же
Провалы и выбро -сы напряжения, 5.4	А	Urms(1/2)	Амплитуда ± 0,1 % от иап Длительность ± 1/2 периода	Не применяют	Не применяют	Требования не установлены
	S	5.4.1	Амплитуда ± 1 % от Udin Длительность ± 1/2 периода или ± 1 период	То же	То же	То же
Прерывания напряжения, 5.5	А	Urms(1/2)	Длительность ± 1/2 периода	Не применяют	Не применяют	Требования не установлены
	S	5.5.1	Длительность ± 1/2 периода или ± 1 период	То же	То же	То же

Продолжение таблицы C.1

Показатель КЭ, пункт стандарта	Класс характеристик процесса измерений	Метод измерений	Неопределенность измерений	Диапазон измерений1)	Область значений влияющей вели-чины2)	Метод объединения
Несимме-трия напряжений, 5.7	А	Коэффициенты не-симметрии K2 и Ко	± о,15 %	(0,5—5) % (К2) (0,5—5) % (Kt,)	(0—5) % (К2) (0—5) % (К2)	4.4 и 4.5
	S	Коэффициент несим-метрии К2 Дополнительно — коэффициент несимме-трии Ко	± о,3 %	(1—5) % (К2) (1—5) % (К0) (если применяют)	(0—5) % (К2) (0—5) % (К2) (если применяют)	То же
Гармоники напряжения, 5.8	А	5.8.1	[5], класс I	(10—200) %, класс 3 [9]	200 %, класс 3 [9]	4.4 и 4.5
	S	То же	200 % [9], класс II	(10—100) %, класс 3 [9]	200 %, класс 3 [9]	То же
Интергармоники напряжения, 5.9	А	5.8.1	[5], класс I	(10—200) %, класс 3 [9]	200 %, класс 3 [9]	4.4 и 4.5
	S	То же	Устанавливается изготовителем СИ	Устанавливается изготовителем СИ	200 %, класс 3 [9]	То же
Информационные сигналы в элек -трической сети, 5.10	А	5.1о.1	5.10.2	(0—15) % от Udin	(0-15) % от Udn	Требования не установлены
	S	Устанавливается изготовителем СИ	Устанавливается изготовителем СИ	Устанавливается изготовителем СИ	То же	То же
Отрицательные/ положительные отклонения напряжения, 5.12	А	5.12.1	5.12.2	5.12.2	Не применяют	Требования не установлены
	S	Устанавливается изготовителем СИ	Устанавливается изготовителем СИ	Устанавливается изготовителем СИ	То же	То же
Микросе-кундные импульсные помехи (см. также [8])	А	Требования не установлены	Требования не установлены	Требования не установлены	Пиковое значение 6 кВ3)	Требования не установлены
	S	То же	То же	То же	Требования не установлены	То же
Наносе-кундные импульсные помехи	А	Требования не установлены	Требования не установлены	Требования не установлены	Пиковое значение 4 кВ3)	Требования не установлены
	S	То же	То же	То же	Требования не установлены	То же

Окончание таблицы C.1

• ¹⁾ СИ должны удовлетворять требованиям к неопределенности измерений в пределах диапазона измерений

• ²⁾ Если параметры измеряемых сигналов превышают диапазон измерений СИ, то при изменениях параметров до предельных значений области влияющих величин включительно на мониторе СИ должно быть указано состояние перегрузки. Данное требование не применяют при воздействии переходных процессов напряжения.

• ³⁾ Воздействие на СИ микросекундных импульсных помех большой энергии и наносекундных импульсных помех не должно оказывать влияния на результаты измерений после окончания помех. При подтверждении требований к неопределенности измерений переходные процессы напряжения подают на измерительные зажимы СИ, а не на зажимы электропитания.

Примечание — Класс B характеристик процесса измерений не включен в настоящую таблицу, т. к. не рекомендован для новых конструкций СИ и может быть исключен в следующем издании настоящего стандарта.

• C.3 Руководство по испытаниям

Показатели КЭ в настоящем стандарте могут быть отнесены к двум категориям явлений — длительным и имеющим переходный характер. Показатели КЭ, связанные с длительными явлениями, относятся к значению напряжения, частоте, гармоникам, фликеру, несимметрии. Показатели КЭ, связанные с явлениями, имеющими переходный характер, относятся к провалам напряжения, перенапряжениям и прерываниям напряжения.

Испытания при неизменяющихся измеряемых сигналах, установленные в разделе 6, достаточны для подтверждения выполнения установленных требований к неопределенности измерений, характеристикам СИ и реакции на влияющие величины при измерении показателей КЭ, связанных с длительными явлениями. Однако испытания при неизменяющихся сигналах в соответствии с разделом 6 не позволяют полностью подтвердить, что требования настоящего стандарта реализованы при измерении всех показателей КЭ.

Для показателей КЭ обеих категорий, связанных с непрерывными явлениями и явлениями, имеющими переходный характер, требования к реализации в СИ методов измерений, установленных в разделе 5, могут быть подтверждены лишь при использовании изменяющихся измеряемых сигналов.

Например, необходимо будет подтвердить, что метод измерения провалов напряжения, реализованный в СИ, соответствует требованиям 5.4. Тогда первый измеряемый изменяющийся сигнал следует применить для подтверждения того, что действительно проводится измерение среднеквадратического значения провала напряжения; второй изменяющийся сигнал — для подтверждения того, что действительное среднеквадратическое значение рассчитывается каждый период; третий изменяющийся сигнал — для подтверждения того, что действительное среднеквадратическое значение обновляется каждую половину периода; четвертый изменяющийся сигнал — для подтверждения того, что полупериоды независимо синхронизируются в каждом канале; пятый изменяющийся сигнал — для подтверждения правильности измерения глубины и длительности многофазных провалов напряжения.

Приведенный выше пример должен служить лишь иллюстрацией. Полное подтверждение выполнения установленных требований к методам измерений применительно ко всем показателям КЭ может требовать проведения испытаний с применением сотен изменяющихся сигналов (альтернативным методом подтверждения выполнения установленных требований в определенных случаях могут быть детальные проверки программного обеспечения СИ).

В настоящем стандарте не установлен полный перечень испытаний для подтверждения того, что методы измерений были реализованы в СИ правильно. Такой перечень будет приведен в стандарте, распространяющемся на группу продукции.

Следует учитывать, что значения некоторых параметров в конкретных классах требования могут быть «установлены изготовителем СИ». При подтверждении выполнения требований к характеристикам СИ соответствие данным видам требований следует подтвердить путем изучения технических документов на СИ.

• C.4 Рекомендации по содержанию технических документов

Указание в технических документах изготовителя о том, что СИ соответствует требованиям класса А, S или В, является недостаточным. Должны быть дополнительно приведены следующие сведения:

- допустимые пределы изменения U_din и пределы измеряемых частот ;

- любые аксессуары или опции, необходимые для обеспечения соответствия требованиям настоящего стандарта;

- перечень всех измеряемых показателей КЭ в соответствии с номенклатурой, установленной в настоящем стандарте, с указанием подтвержденного класса характеристик процесса измерений.

Приложение ДА

(справочное)

Сведения о соответствии ссылочных межгосударственных стандартов международным стандартам, использованным в качестве ссылочных в примененном международном стандарте

Таблица ДА.1

Обозначение ссылочного межгосударственного стандарта	Степень соответствия	Обозначение и наименование ссылочного международного стандарта
ГОСТ 30372 (IEC 60050-161:1990)	MOD	IEC 60050-161:1990 «Международный электротехнический словарь. Глава 161. Электромагнитная совместимость»
ГОСТ 30804.4.7—2013 (IEC 61000-4-7:2009)	MOD	IEC 61000-4-7(2002)  «Электромагнитная совместимость. Часть 4-7. Методики испытаний и измерений. Общее руководство по измерениям и приборам для измерения гармоник и промежуточных гармоник для систем электроснабжения и связанного с ним оборудования»
Примечание — В настоящей таблице использовано следующее условное обозначение степени соответствия стандартов: - MOD — модифицированные стандарты .

Библиография

[1]	МЭК 61557-12:20074 (IEC 61557-12:2007)	Электрическая безопасность в низковольтных распределительных системах напряжением до 1000 В переменного тока и 1500 В постоянного тока. Аппаратура для испытаний, измерений или контроля средств защиты. Часть 12.
[2]	МЭК 60050-161:1990	Характеристики средств измерений и контроля [Electrical safety in low voltage distribution systems up to 1 000 V a.c. and 1 500 V d.c. — Equipment for testing, measuring or monitoring of protective measures — Part 12: Performance measuring and monitoring devices (PMD)] Международный электротехнический словарь. Глава 161. Электромагнитная
	(IEC 60050-161:1990)	совместимость [International Electrotechnical Vocabulary (IEV) — Chapter 161:
[3]	МЭК 60050-300:2001	Electromagnetic compatibility] Международный электротехнический словарь. Электрические и электронные
	(IEC 60050-300:2001)	измерения и средства измерений. Часть 311. Общие термины, относящиеся к
[4]	МЭК 61000-4-30:20085	измерениям. Часть 312. Общие термины, относящиеся к измерениям электрических величин. Часть 313. Типы электрических средств измерений. Часть 314. Частные термины в соответствии с типами средств измерений (International Electrotechnical Vocabulary — Electrical and electronic measurements and measuring instruments — Part 311: General terms relating to measurements — Part 312: General terms relating to electrical measurements — Part 313: Types of electrical measuring instruments — Part 314: Specific terms according to the type of instrument) Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 4-30. Методы испытаний и
	(IEC 61000-4-30:2008)	измерений. Методы измерений качества электрической энергии [Electromag-
[5]	МЭК 61000-4-15:2010	netic compatibility (EMC) — Part 4-30: Testing and measurement techniques — Power quality measurement methods] Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 4-15. Методы измерений
	(IEC 61000-4-15:2010)	и испытаний. Фликерметр. Функциональные и конструктивные требования
[6]	МЭК 61000-2-8:2002	[Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 4-10: Testing and measurement techniques — Flikermeter — Functional and design specifications] Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 2-8. Электромагнитная об-
	(IEC 61000-2-8:2002)	становка. Провалы напряжения и кратковременные прерывания в обще-
[7]	МЭК 61000-3-8:1997	ственных системах электроснабжения со статистическими результатами измерений [Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 2-8: Environment — Voltage dips, short interruptions on public electric power supply system with statistical measurement results] Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 3. Электромагнитная об-
	(IEC 61000-3-8:1997)	становка. Раздел 8. Передача сигналов в низковольтных электрических
[8]	ЕН 50160:20076	установках. Уровни электромагнитной эмиссии, полосы частот и уровни электромагнитных помех [Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 3: Limits — Section 8: Signalling on low-voltage electrical installations — Emission levels, frequency bands and electromagnetic disturbance levels] Характеристики напряжения электричества, поставляемого общественными
	(EN 50160:2007)	распределительными системами (Voltage characteristics of electricity supplied
[9]	МЭК 61000-2-4:2002	by public distribution systems) Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 2. Электромагнитная обста-
	(IEC 61000-2-4:2002)	новка. Раздел 4. Уровни электромагнитной совместимости на промышлен-
[10]	МЭК 61180 (Части 1, 2)	ных предприятиях для низкочастотных кондуктивных помех [Electromagnetic compatibility (EMC) — Part 2: Environment — Section 4: Compatibility levels in industrial plants for low frequency conducted disturbances] Методы высоковольтных испытаний для низковольтного оборудования
	[(IEC 61180 (Parts 1, 2)]	(High-voltage test techniques for low voltage equipment)
[11]	МЭК 61010 (Части 1, 2, 3, 031)	Требования безопасности электрического оборудования для измерения,
	[IEC 61010 (Parts 1, 2, 3, 031)]	управления и лабораторного применения (Safety requirements for electrical
		equipment for measurement, control and laboratory use)

УДК 621.396/.397.4:006.354

Ключевые слова: электромагнитная энергия, электромагнитная совместимость, система электроснабжения, электрическая сеть, качество электрической энергии, показатели качества, частота электроснабжения, фликер, гармоники напряжения и тока, несимметрия напряжений, провалы и прерывания напряжения, методы измерений, средства измерений, неопределенность измерений, мониторинг качества электрической энергии

Редактор переиздания Е.В. Яковлева

Технические редакторы В.Н. Прусакова, И.Е. Черепкова Корректор Е.П. Комарова Компьютерная верстка Д.В. Кардановской

Сдано в набор 27.05.2020. Подписано в печать 17.08.2020. Формат 60 х 84¹/g.   Гарнитура Ариал.

Усл. печ. л. 6,51.   Уч.-изд. л. 5,20.

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта

ИД «Юриспруденция», 115419, Москва, ул. Орджоникидзе, 11.

www.jurisizdat.ru y-book@mail.ru

Создано в единичном исполнении во ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ» для комплектования Федерального информационного фонда стандартов, 117418 Москва, Нахимовский пр-т, д. 31, к. 2.

www.gostinfo.ru info@gostinfo.ru

¹

Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 июля 2013 г. № 418-ст ГОСТ Р 51317.4.30—2008 (МЭК 61000-4-30:2006) отменен с 1 января 2014 г.

²

Утратил силу в Российской Федерации. Действует ГОСТ 32144—2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».

³

Утратил силу в Российской Федерации. Действует ГОСТ Р 54130—2010 «Качество электрической энергии. Термины и определения».

⁴

Заменен на IEC 61557-12(2018).

⁵

Заменен на IEC 61000-4-30(2015).

⁶

Заменен на EN 50160:2010.

---

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC)

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

ГОСТ 32144— 2013

Электрическая энергия

Совместимость технических средств электромагнитная

НОРМЫ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

(EN 50160:2010, NEQ)

Издание официальное

Москва

Стандартинформ 2014

ГОСТ 32144—2013

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены ГОСТ 1.0—92 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2009 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, применения, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

• 1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «ЛИНВИТ» и Техническим комитетом по стандартизации ТК 30 «Электромагнитная совместимость технических средств»

• 2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии (Росстандарт)

• 3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол № 55-П от 25 марта 2013 г.).

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004-97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Армения	AM	Министерство экономики Республики Армения
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Кыргызстан	KG	Кыргызстандарт
Российская Федерация	RU	Росстандарт
Таджикистан	TJ	Таджикстандарт
Узбекистан	UZ	Агентство «Узстандарт»

• 4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 22 июля 2013 г. № 400-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 32144—2013 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 июля 2014 г.

• 5 Настоящий стандарт соответствует европейскому региональному стандарту EN 50160:2010 Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution networks (Характеристики напряжения электричества, поставляемого общественными распределительными сетями).

Степень соответствия — неэквивалентная (NEQ).

Стандарт разработан на основе применения ГОСТ Р 54149—2010

5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте национального органа Российской Федерации по стандартизации в сети Интернет

© Стандартинформ, 2014

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии.

Содержание

• 1 Область применения ..................................................................1

• 2 Нормативные ссылки ..................................................................

• 3 Термины, определения и обозначения ...................................................

  • 3.1 Термины и определения ............................................................

  • 3.2 Обозначения .....................................................................

• 4 Показатели и нормы качества электрической энергии .......................................

  • 4.1 Общие положения ................................................................

  • 4.2 Продолжительные изменения характеристик напряжения ................................

    • 4.2.1 Отклонение частоты ..........................................................

    • 4.2.2 Медленные изменения напряжения .............................................

    • 4.2.3 Колебания напряжения и фликер ...............................................

    • 4.2.4 Несинусоидальность напряжения ...............................................

    • 4.2.5 Несимметрия напряжений в трехфазных системах .................................

    • 4.2.6 Напряжения сигналов, передаваемых по электрическим сетям .......................

4.3 Случайные события ...............................................................

• 4.3.1 Прерывания напряжения ......................................................

  CD 00      ООСОСОСОСО-ЧО)0)ОЛОЛОЛОЛОЛГОГОГО

• 4.3.2 Провалы напряжения и перенапряжения

• 4.3.3 Импульсные напряжения

Приложение А (справочное) Характеристики провалов, прерываний напряжения и перенапряжений

в электрических сетях

Приложение Б (справочное) Значения импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами

и процессами коммутации

Библиография

ГОСТ 32144—2013

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СТАНДАРТ

Электрическая энергия

Совместимость технических средств электромагнитная

НОРМЫ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

Electric energy. Electromagnetic compatibility of technical equipment. Power quality limits in the public power supply systems

Дата введения — 2014—07—01

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в точках передачи электрической энергии пользователям электрических сетей низкого, среднего и высокого напряжения систем электроснабжения общего назначения переменного тока частотой 50 Гц.

П р и м еч а н и е — Определения низкого, среднего и высокого напряжений приведены в 3.1.11—3.1.13.

Требования настоящего стандарта применяют при установлении норм КЭ в электрических сетях:

- систем электроснабжения общего назначения, присоединенных к Единой энергетической системе;

- изолированных систем электроснабжения общего назначения.

Требования настоящего стандарта применяют во всех режимах работы систем электроснабжения общего назначения, кроме режимов, обусловленных:

- обстоятельствами непреодолимой силы: землетрясениями, наводнениями, ураганами, пожара -ми, гражданскими беспорядками, военными действиями;

• - опубликованием нормативно-правовых актов органов власти, устанавливающих правила временного энергоснабжения;

• - введением временного электроснабжения пользователей электрических сетей в целях устранения неисправностей или выполнения работ по минимизации зоны и длительности отсутствия электроснабжения.

Настоящий стандарт предназначен для применения при установлении и нормировании показателей КЭ, связанных с характеристиками напряжения электропитания, относящимися к частоте, значениям и форме напряжения, а также к симметрии напряжений в трехфазных системах электроснабжения. Данные характеристики напряжения подвержены изменениям из-за изменений нагрузки, влияния кон-дуктивных электромагнитных помех, создаваемых отдельными видами оборудования, и возникновения неисправностей, вызываемых, главным образом, внешними событиями. В результате возникают случайные изменения характеристик напряжения во времени в любой отдельной точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети, а также случайные отклонения характеристик напряжения в различных точках передачи электрической энергии в конкретный момент времени.

Учитывая непредсказуемость ряда явлений, влияющих на напряжение, не представляется возможным установить определенные допустимые границы значений для соответствующих характеристик напряжения. Поэтому изменения характеристик напряжения, связанные с такими явлениями, как например, провалы и прерывания напряжения, перенапряжения и импульсные напряжения в настоящем стандарте не нормируются. При заключении договоров на поставку или передачу электрической энергии следует учитывать статистические данные, относящиеся к таким характеристикам.

Нормы КЭ, установленные в настоящем стандарте, не рассматривают в качестве уровней электромагнитной совместимости для кондуктивных электромагнитных помех и предельных значений кон-

Издание официальное

дуктивных электромагнитных помех, создаваемых оборудованием электроустановок потребителей электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения.

Нормы КЭ в электрических сетях, находящихся в собственности потребителей электрической энергии, должны соответствовать нормам КЭ, установленным настоящим стандартом.

Методы измерения показателей КЭ, применяемые в соответствии с настоящим стандартом, установлены в ГОСТ 30804.4.30 и ГОСТ 30804.4.7.

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на [1] ¹ и следующие стандарты:

ГОСТ 29322—92 Стандартные напряжения

ГОСТ 30804.4.30—2013 (IEC 61000-4-30:2008) Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии

ГОСТ 30804.4.7—2013 (IEC 61000-4-7:2009) Совместимость технических средств электромагнитная. Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем электроснабжения и подключаемых к ним технических средств

ГОСТ 30804.3.3—2013 (МЭК 61000-3-3:2008) Совместимость технических средств электромагнитная. Ограничение изменений напряжения, колебаний напряжения и фликера в низковольтных системах электроснабжения общего назначения. Технические средства с номинальным током не более 16 А (в одной фазе), подключаемые к электрической сети при несоблюдении определенных условий подключения. Нормы и методы испытаний

Примечание — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссылочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины, определения и обозначения

3.1 Термины и определения

В настоящем стандарте применены следующие термины с соответствующими определениями:

• 3.1.1 система электроснабжения общего назначения: Совокупность электроустановок и электрических устройств, предназначенных для обеспечения электрической энергией различных потребителей электрических сетей.

3.1.2. пользователь электрической сети: Сторона, получающая электрическую энергию от электрической сети, либо передающая электрическую энергию в электрическую сеть. К пользователям электрических сетей относят сетевые организации и иных владельцев электрических сетей, потребителей электрической энергии, а также генерирующие организации.

• 3.1.3 распределительная электрическая сеть: Совокупность электроустановок для передачи и распределения электрической энергии между пользователями электрической сети, состоящая из подстанций, распределительных устройств, токопроводов, воздушных и кабельных линий электропередачи, работающих на определенной территории.

• 3.1.4 сетевая организация: Организация, владеющая на праве собственности или на ином установленном законами основании объектами электросетевого хозяйства, с использованием которых оказывающая услуги по передаче электрической энергии и осуществляющая в установленном порядке технологическое присоединение энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям, а также осуществляющая право заключения договоров об оказании услуг по передаче электрической энергии с использованием объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих другим собственникам и иным законным владельцам и не входящих в единую национальную электрическую сеть.

3.1.5 потребитель электрической энергии: Юридическое или физическое лицо, осуществляющее пользование электрической энергией (мощностью) на основании заключенного договора.

3.1.6 точка передачи электрической энергии: Точка электрической сети, находящаяся на линии раздела объектов электроэнергетики между владельцами по признаку собственности или владения на ином предусмотренном законами основании, определенная в процессе технологического присоединения.

• 3.1.7 точка общего присоединения: электрически ближайшая к конкретной нагрузке пользователя сети точка, к которой присоединены нагрузки других пользователей сети.

• 3.1.8 номинальное напряжение: Напряжение, для которого предназначена или идентифицирована электрическая сеть, и применительно к которому устанавливают ее рабочие характеристики.

• 3.1.9 напряжение электропитания: Среднеквадратическое значение напряжения в определенный момент времени в точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети, измеряемое в течение установленного интервала времени.

3.1.10 согласованное напряжение электропитания U_c : Напряжение, отличающееся от стандартного номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 29322, согласованное для конкретного пользователя электрической сети при технологическом присоединении в качестве напряжения электропитания.

• 3.1.11 низкое напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого не превышает 1 кВ.

• 3.1.12 среднее напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 1 кВ, но не превышает 35 кВ.

• 3.1.13 высокое напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратическое значение которого превышает 35 кВ, но не превышает 220 кВ.

3.1.14 частота напряжения электропитания: Частота повторения колебаний основной гармоники напряжения электропитания, измеряемая в течение установленного интервала времени.

3.1.15 номинальная частота: Номинальное значение частоты напряжения электропитания.

3.1.16 кондуктивная электромагнитная помеха: Электромагнитная помеха, распространяющаяся по проводникам электрической сети. В некоторых случаях электромагнитная помеха распространятся через обмотки трансформаторов и может действовать в электрических сетях с разными значениями напряжения. Кондуктивные электромагнитные помехи могут ухудшить качество функционирования устройств, электроустановок или систем, или вызвать их повреждение.

3.1.17 уровень электромагнитной совместимости в системе электроснабжения: Регламентированный уровень кондуктивной электромагнитной помехи, используемый в качестве опорного для координации между допустимым уровнем помех, вносимым техническими средствами пользователей электрических сетей, и уровнем помех, воспринимаемым техническими средствами, подключенными к электрической сети, без нарушения их нормального функционирования.

3.1.18 напряжение гармонической составляющей: Среднеквадратическое значение синусоидального напряжения, частота которого является кратной основной частоте напряжения электропитания.

3.1.19 напряжение интергармонической составляющей: Среднеквадратическое значение синусоидального напряжения, частота которого не является кратной основной частоте напряжения электропитания

П р и м еч а н и е — Одновременно возникающие интергармонические составляющие на сближенных частотах могут образовать напряжение с широкополосным спектром

3.1.20 напряжение сигналов в электрической сети: Напряжение сигналов, добавляемое к напряжению электропитания при передаче информации в распределительных электрических сетях и электроустановках потребителей электрической энергии.

3.1.21 быстрое изменение напряжения: Быстрое изменение среднеквадратического значения напряжения между двумя последовательными уровнями установившегося напряжения.

П р и м еч а н и е — См. также ГОСТ 30804.3.3.

• 3.1.22 опорное напряжение (при оценке провалов, прерываний напряжения и перенапряжений): Значение напряжения, применяемое в качестве основы при установлении остаточного напряжения, пороговых значений напряжения и других характеристик провалов, прерываний напряжения и перенапряжений, выраженное в вольтах или в процентах номинального напряжения.

Примечание — В соответствии с требованиями настоящего стандарта опорное напряжение (при оценке провалов, прерываний напряжения и перенапряжений) считают равным номинальному или согласованному напряжению электропитания.

• 3.1.23 прерывание напряжения: Ситуация, при которой напряжение в точке передачи электрической энергии меньше 5 % опорного напряжения.

• 3.1.24 импульсное напряжение: Перенапряжение, представляющее собой одиночный импульс или колебательный процесс (обычно сильно демпфированный), длительностью до нескольких миллисекунд.

• 3.1.25 провал напряжения: Временное уменьшение напряжения в конкретной точке электрической системы ниже установленного порогового значения.

3.1.26 длительность провала напряжения: Интервал времени между моментом, когда напряжение в конкретной точке системы электроснабжения падает ниже порогового значения начала провала напряжения, и моментом, когда напряжение возрастает выше порогового значения окончания провала напряжения.

3.1.27 пороговое значение окончания провала напряжения: Среднеквадратическое значение напряжения в системе электроснабжения, установленное для определения окончания провала напряжения.

3.1.28 остаточное напряжение провала напряжения: Минимальное среднеквадратическое значение напряжения, отмеченное в течение провала напряжения

Прим ечание — В соответствии с требованиями настоящего стандарта остаточное напряжение провала напряжения выражают в процентах опорного напряжения.

3.1.29 пороговое значение начала провала напряжения: Среднеквадратическое значение напряжения в системе электроснабжения, установленное для определения начала провала напряжения.

3.1.30 перенапряжение: Временное возрастание напряжения в конкретной точке электрической системы выше установленного порогового значения.

3.1.31 длительность перенапряжения: Интервал времени между моментом, когда напряжение в конкретной точке системы электроснабжения возрастает выше порогового значения начала перенапряжения, и моментом, когда напряжение падает ниже порогового значения окончания перенапряжения.

3.1.32 пороговое значение окончания перенапряжения: Среднеквадратическое значение напряжения в системе электроснабжения, установленное для определения окончания перенапряжения.

3.1.33 пороговое значение начала перенапряжения: Среднеквадратическое значение напряжения в системе электроснабжения, установленное для определения начала перенапряжения.

• 3.1.34 фликер: Ощущение неустойчивости зрительного восприятия, вызванное световым источником, яркость или спектральный состав которого изменяются во времени.

• 3.1.35 среднеквадратическое значение: Корень квадратный из среднеарифметического значения квадратов мгновенных значений величины, измеренных в течение установленного интервала времени и в установленной полосе частот.

• 3.1.36 усреднение по времени: Усреднение нескольких последовательных значений конкретного показателя КЭ, измеренных на одинаковых интервалах времени, для получения значения показателя при большем интервале времени.

Примечание — В ГОСТ 30804.4.30 применен термин «объединение по времени».

• 3.1.37 маркированные данные: Термин, применяемый для обозначения результатов измерений показателей КЭ и результатов их усреднения на временных интервалах, в пределах которых имели место прерывания, провалы напряжения или перенапряжения.

Примечания

1 При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, установленным в настоящем стандарте, маркированные данные не учитывают.

2 В ряде случаев сведения о маркировании результатов измерений показателей КЭ могут учитываться при анализе качества электрической энергии (см. ГОСТ 30804.4.30).

3.1.38 качество электрической энергии (КЭ): Степень соответствия характеристик электрической энергии в данной точке электрической системы совокупности нормированных показателей КЭ.

3.1.39 несимметрия напряжений: Состояние трехфазной системы энергоснабжения переменного тока, в которой среднеквадратические значения основных составляющих междуфазных напряжений или углы сдвига фаз между основными составляющими междуфазных напряжений не равны между собой.

3.2 Обозначения

В настоящем стандарте приняты следующие обозначения:

f_nom — номинальное значение частоты электропитания, Гц;

Df — отклонение частоты, Гц;

U_nom — номинальное напряжение электропитания, В, кВ;

U_c — согласованное напряжение электропитания, В, кВ;

U₀ — напряжение, равное номинальному или согласованному напряжению электропитания, В, кВ; 8Ц_) — отрицательное отклонение напряжения электропитания, % Uo;

SU(₊) — положительное отклонение напряжения электропитания, % Uo;

U₁ — значение основной гармонической составляющей напряжения, В, кВ;

Ku(_n) — коэффициент п-ой гармонической составляющей напряжения, % U;

K_U — суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения, %;

K_2U — коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, %;

K_oU — коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, %;

Dt_n — длительность провала напряжения, с;

Dt_np — длительность прерывания напряжения, с;

n — номер гармонической составляющей напряжения.

4 Показатели и нормы качества электрической энергии

4.1 Общие положения

Изменения характеристик напряжения электропитания в точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети, относящихся к частоте, значениям, форме напряжения и симметрии напряжений в трехфазных системах электроснабжения, подразделяют на две категории — продолжительные изменения характеристик напряжения и случайные события.

Продолжительные изменения характеристик напряжения электропитания представляют собой длительные отклонения характеристик напряжения от номинальных значений и обусловлены, в основном, изменениями нагрузки или влиянием нелинейных нагрузок.

Случайные события представляют собой внезапные и значительные изменения формы напряжения, приводящие к отклонению его параметров от номинальных. Данные изменения напряжения, как правило, вызываются непредсказуемыми событиями (например, повреждениями оборудования пользователя электрической сети) или внешними воздействиями (например, погодными условиями или действиями стороны, не являющейся пользователем электрической сети).

Применительно к продолжительным изменениям характеристик напряжения электропитания, относящихся к частоте, значениям, форме напряжения и симметрии напряжений в трехфазных системах, в настоящем стандарте установлены показатели и нормы КЭ.

Для случайных событий в настоящем стандарте приведены справочные данные (см. приложения А, Б).

• 4.2 Продолжительные изменения характеристик напряжения

4.2.1 Отклонение частоты

Показателем КЭ, относящимся к частоте, является отклонение значения основной частоты напряжения электропитания от номинального значения, Df, Гц

A^f = ^fm ^{- f}nom,                                             ⁽¹⁾

где f_m — значение основной частоты напряжения электропитания, Гц, измеренное в интервале времени 10 с в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.1;

f_nom — номинальное значение частоты напряжения электропитания, Гц.

Номинальное значение частоты напряжения электропитания в электрической сети равно 50 Гц.

Для указанного показателя КЭ установлены следующие нормы:

- отклонение частоты в синхронизированных системах электроснабжения не должно превышать ± 0,2 Гц в течение 95 % времени интервала в одну неделю и ± 0,4 Гц в течение 100 % времени интервала в одну неделю;

- отклонение частоты в изолированных системах электроснабжения с автономными генераторны -ми установками, не подключенных к синхронизированным системам передачи электрической энергии, не должно превышать ± 1 Гц в течение 95 % времени интервала в одну неделю и ± 5 Гц в течение 100 % времени интервала в одну неделю.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к частоте, установленным в настоящем стандарте, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, класс А, при этом маркированные данные не учитывают.

4.2.2 Медленные изменения напряжения

Медленные изменения напряжения электропитания (как правило, продолжительностью более 1 мин) обусловлены обычно изменениями нагрузки электрической сети.

Показателями КЭ, относящимися к медленным изменениям напряжения электропитания, являются отрицательное 8U(_) и положительное 8Ц-₊) отклонения напряжения электропитания в точке передачи электрической энергии от номинального/согласованного значения, %:

8U(_)=[(Uo-Um(-))/Uo J-1QQ;                                     (2)

8U(+) = [((Um(+)-Uo )/Uo J-1QQ,

где U_m(- , U_m(+) — значения напряжения электропитания, меньшие U₀ и большие U₀ соответственно, усредненные в интервале времени 10 мин в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.12;

U₀ — напряжение, равное стандартному номинальному напряжению Unom или согласованному напряжению U_c.

В электрических сетях низкого напряжения стандартное номинальное напряжение электропитания U_nom равно 220 В (между фазным и нейтральным проводниками для однофазных и четырехпроводных трехфазных систем) и 380 В (между фазными проводниками для трех- и четырехпроводных трехфазных систем).

В электрических сетях среднего и высокого напряжений вместо значения номинального напряжения электропитания принимают согласованное напряжение электропитания U_c.

Для указанных выше показателей КЭ установлены следующие нормы: положительные и отрицательные отклонения напряжения в точке передачи электрической энергии не должны превышать 10 % номинального или согласованного значения напряжения в течение 100 % времени интервала в одну неделю.

Примечание — Установленные нормы медленных изменений напряжения электропитания относятся к 1008 интервалам времени измерений по 10 минут каждый.

Допустимые значения положительного и отрицательного отклонений напряжения в точках общего присоединения должны быть установлены сетевой организацией с учетом необходимости выполнения норм настоящего стандарта в точках передачи электрической энергии.

В электрической сети потребителя должны быть обеспечены условия, при которых отклонения напряжения питания на зажимах электроприемников не превышают установленных для них допустимых значений при выполнении требований настоящего стандарта к КЭ в точке передачи электрической энергии.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к медленным изменениям напряжения, установленным в настоящем стандарте, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.12, класс А, при этом маркированные данные не учитываются.

4.2.3 Колебания напряжения и фликер

Колебания напряжения электропитания (как правило, продолжительностью менее 1 мин), в том числе одиночные быстрые изменения напряжения, обусловливают возникновение фликера.

Показателями КЭ, относящимися к колебаниям напряжения, являются кратковременная доза фликера P_st, измеренная в интервале времени 10 мин, и длительная доза фликера P_lt, измеренная в интервале времени 2 ч, в точке передачи электрической энергии.

Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы: кратковременная доза фликера P_st не должна превышать значения 1,38, длительная доза фликера P_lt не должна превышать значения 1,0 в течение 100 % времени интервала в одну неделю.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к колебаниям напряжения, установленным в настоящем стандарте, должны быть проведены измерения по [1], при этом маркированные данные не учитывают.

• 4.2.3.1 Одиночные быстрые изменения напряжения

Одиночные быстрые изменения напряжения вызываются, в основном, резкими изменениями нагрузки в электроустановках потребителей, переключениями в системе либо неисправностями и характеризуются быстрым переходом среднеквадратического значения напряжения от одного установившегося значения к другому.

Обычно одиночные быстрые изменения напряжения не превышают 5 % в электрических сетях низкого напряжения и 4 % — в электрических сетях среднего напряжения, но иногда изменения напряжения с малой продолжительностью до 10 % U_nom и до 6 % U_c соответственно могут происходить несколько раз в день.

Если напряжение во время изменения пересекает пороговое значение начала провала напряжения или перенапряжения, одиночное быстрое изменение напряжения классифицируют как провал напряжения или перенапряжение.

4.2.4 Несинусоидальность напряжения

• 4.2.4.1 Гармонические составляющие напряжения

Гармонические составляющие напряжения обусловлены, как правило, нелинейными нагрузками пользователей электрических сетей, подключаемыми к электрическим сетям различного напряжения. Гармонические токи, протекающие в электрических сетях, создают падения напряжений на полных сопротивлениях электрических сетей. Гармонические токи, полные сопротивления электрических сетей и, следовательно, напряжения гармонических составляющих в точках передачи электрической энергии изменяются во времени.

Показателями КЭ, относящимися к гармоническим составляющим напряжения являются:

• - значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения до 40-го порядка К_и(_п) в процентах напряжения основной гармонической составляющей U₁ в точке передачи электрической энергии;

• - значение суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения (отношения среднеквадратического значения суммы всех гармонических составляющих до 40-го порядка к среднеквадратическому значению основной составляющей) K_U, % в точке передачи электрической энергии.

Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы:

а) значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения Кц^, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в таблицах 1—3, в течение 95 % времени интервала в одну неделю;

б) значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения Кц^, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в таблицах 1—3, увеличенных в 1,5 раза, в течение 100 % времени каждого периода в одну неделю;

в) значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения K_U, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в таблице 4, в течение 95 % времени интервала в одну неделю;

г) значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения K_U, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать значений, установленных в таблице 5, в течение 100 % времени интервала в одну неделю.

Измерения напряжения гармонических составляющих U_n должны быть проведены в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.7, класс I, в интервалах времени 10 периодов без промежутков между интервалами с последующим усреднением в интервале времени 10 мин. В качестве результатов измерений в интервалах времени 10 периодов должны быть применены гармонические подгруппы по ГОСТ 30804.4.7, подраздел 3.2.

В качестве суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения K_U должны быть применены суммарные коэффициенты гармонических подгрупп по ГОСТ 30804.4.7, подраздел 3.3.

Таблица 1 — Значения коэффициентов нечетных гармонических составляющих напряжения не кратных трем

К_и(_п) [см. 4.2.4.1, перечисления а), б)]

Порядок гармонической составляющей n	Значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения Ки(п), % U1
	Напряжение электрической сети, кВ
	0,38	6—25	35	110—220
5	6	4	3	1,5
7	5	3	2,5	1
11	3,5	2	2	1
13	3,0	2	1,5	0,7
17	2,0	1,5	1	0,5
19	1,5	1	1	0,4
23	1,5	1	1	0,4
25	1,5	1	1	0,4
>25	1,5	1	1	0,4

Таблица 2 — Значения коэффициентов нечетных гармонических составляющих напряжения, кратных трем

К_и(_п) [см. 4.2.4.1, перечисления а), б)]

Порядок гармонической составляющей n	Значения коэффициентов напряжения гармонических составляющих Ки(п), % U1
	Напряжение электрической сети, кВ
	0,38	6—25	35	110—220
3	5	3	3	1,5
9	1,5	1	1	0,4
15	0,3	0,3	0,3	0,2
21	0,2	0,2	0,2	0,2
>21	0,2	0,2	0,2	0,2

Таблица 3 — Значения коэффициентов напряжения четных гармонических составляющих К_и (_n) [см. 4.2.4.1, перечисления а), б)]

Порядок гармонической составляющей n	Значения коэффициентов гармонических составляющих напряжения Ки(п), % U1
	Напряжение электрической сети, кВ
	0,38	6—25	35	110—220
2	2	1,5	1	0,5
4	1	0,7	0,5	0,3
6	0,5	0,3	0,3	0,2
8	0,5	0,3	0,3	0,2
10	0,5	0,3	0,3	0,2
12	0,2	0,2	0,2	0,2
>12	0,2	0,2	0,2	0,2

Таблица 4 — Значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения K_U [см. 4.2.4.1, перечисление в)]

Значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения Ки, %
Напряжение электрической сети, кВ
0,38	6—25	35	110—220
8,0	5,0	4,0	2,0

Таблица 5 — Значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения K_U [см. 4.2.4.1, перечисление г)]

Значения суммарных коэффициентов гармонических составляющих напряжения Ки, %
Напряжение электрической сети, кВ
0,38	6—25	35	110—220
12, 0	8,0	6,0	3,0

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к гармоническим составляющим напряжения, установленным в настоящем стандарте, маркированные данные не учитывают.

• 4.2.4.2 Интергармонические составляющие напряжения

Уровень интергармонических составляющих напряжения электропитания увеличивается в связи с применением в электроустановках частотных преобразователей и другого управляющего оборудования.

Допустимые уровни интергармонических составляющих напряжения электропитания находятся на рассмотрении.

4.2.5 Несимметрия напряжений в трехфазных системах

Несимметрия трехфазной системы напряжений обусловлена несимметричными нагрузками потребителей электрической энергии или несимметрией элементов электрической сети.

Показателями КЭ, относящимися к несимметрии напряжений в трехфазных системах, являются коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности K_2U и коэффициент несим-метрии напряжений по нулевой последовательности K_0U.

Для указанных показателей КЭ установлены следующие нормы:

- значения коэффициентов несимметрии напряжений по обратной последовательности K _{2 U} и не -симметрии напряжений по нулевой последовательности K_0U в точке передачи электрической энергии, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать 2 % в течение 95 % времени интервала в одну неделю;

- значения коэффициентов несимметрии напряжений по обратной последовательности K _{2 U} и не -симметрии напряжений по нулевой последовательности K_0U в точке передачи электрической энергии, усредненные в интервале времени 10 мин, не должны превышать 4 % в течение 100 % времени интервала в одну неделю.

При оценке соответствия электрической энергии нормам КЭ, относящимся к несимметрии напряжений, установленным в настоящем стандарте, должны быть проведены измерения по ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.7, класс А, при этом маркированные данные не учитывают.

4.2.6 Напряжения сигналов, передаваемых по электрическим сетям

Допустимые уровни напряжения сигналов, передаваемых по электрическим сетям, и методы оценки соответствия требованиям находятся на рассмотрении.

4.3 Случайные события

4.3.1 Прерывания напряжения

Прерывания напряжения относят к создаваемым преднамеренно, если пользователь электрической сети информирован о предстоящем прерывании напряжения, и к случайным, вызываемым длительными или кратковременными неисправностями, обусловленными, в основном, внешними воздействиями, отказами оборудования или влиянием электромагнитных помех.

Создаваемые преднамеренно прерывания напряжения, как правило, обусловлены проведением запланированных работ в электрических сетях.

Случайные прерывания напряжения подразделяют на длительные (длительность более 3 мин) и кратковременные (длительность не более 3 мин).

Ежегодная частота длительных прерываний напряжения (длительностью более 3 мин) в значительной степени зависит от особенностей системы электроснабжения (в первую очередь, применения кабельных или воздушных линий) и климатических условий. Кратковременные прерывания напряжения наиболее вероятны при их длительности менее нескольких секунд.

В трехфазных системах электроснабжения к прерываниям напряжения относят ситуацию, при которой напряжение меньше 5 % опорного напряжения во всех фазах. Если напряжение меньше 5 % опорного напряжения не во всех фазах, ситуацию рассматривают, как провал напряжения.

Пороговое значение начала прерывания считают равным 5 % опорного напряжения. Характеристики кратковременных прерываний напряжения приведены в приложении А.

4.3.2 Провалы напряжения и перенапряжения

4.3.2.1 Провалы напряжения

Провалы напряжения обычно происходят из-за неисправностей в электрических сетях или в электроустановках потребителей, а также при подключении мощной нагрузки.

Провал напряжения, как правило, связан с возникновением и окончанием короткого замыкания или иного резкого возрастания тока в системе или электроустановке, подключенной к электрической сети. В соответствии с требованиями настоящего стандарта провал напряжения рассматривается как электромагнитная помеха, интенсивность которой определяется как напряжением, так и длительностью. Длительность провала напряжения может быть до 1 мин.

В трехфазных системах электроснабжения за начало провала напряжения принимают момент, когда напряжение хотя бы в одной из фаз падает ниже порогового значения начала провала напряжения, за окончание провала напряжения принимают момент, когда напряжение во всех фазах возрастает выше порогового значения окончания провала напряжения.

• 4.3.2.2 Перенапряжения

Перенапряжения, как правило, вызываются переключениями и отключениями нагрузки. Перенапряжения могут возникать между фазными проводниками или между фазными и защитным проводниками. В зависимости от устройства заземления короткие замыкания на землю могут также приводить к возникновению перенапряжения между фазными и нейтральным проводниками. В соответствии с требованиями настоящего стандарта перенапряжение рассматривается как электромагнитная помеха, интенсивность которой определяется как напряжением, так и длительностью. Длительность перенапряжения может быть до 1 мин.

• 4.3.2.3 Определение и оценка провалов напряжения и перенапряжений

Оба явления — провалы и перенапряжения — непредсказуемы и в значительной степени случайны. Частота возникновения их зависит от типа системы электроснабжения, точки наблюдения, времени года.

Характеристики провалов напряжения и перенапряжений, а также данные об определении и оценке их приведены в приложении А.

4.3.3 Импульсные напряжения

Импульсные напряжения в точке передачи электрической энергии пользователю электрической сети вызываются, в основном, молниевыми разрядами или процессами коммутации в электрической сети или электроустановке потребителя электрической энергии. Время нарастания импульсных напряжений может изменяться в широких пределах (от значений менее 1 микросекунды до нескольких миллисекунд).

Импульсные напряжения, вызванные молниевыми разрядами, в основном, имеют большие амплитуды, но меньшие значения энергии, чем импульсные напряжения, вызванные коммутационными процессами, характеризующимися, как правило, большей длительностью.

Значения импульсных напряжений в электрических сетях низкого, среднего и высокого напряжения приведены в приложении Б.

Приложение А

(справочное)

Характеристики провалов, прерываний напряжения и перенапряжений в электрических сетях

А.1 Провалы и прерывания напряжения

Провалы и прерывания напряжения классифицируют в соответствии с [2] (см. таблицы А.1 и А.2). Цифры, помещаемые в ячейки таблицы, отражают число соответствующих событий.

Таблица А.1 — Классификация провалов напряжения по остаточному напряжению и длительности

Остаточное напряжение u, % опорного напряжения	Длительность провала (прерывания) напряжения Dtn, с
	0,01 < Atn < 0,2	0,2 < Atn < 0,50,	0,5 < Atn <1	1 < Atn < 5	5 < Atn < 20	20 < Atn < 60
90 > и > 85
85 > и > 70
70 > и > 40
40 > и > 10
10 > и > 5

Таблица А.2 — Классификация кратковременных прерываний напряжения по длительности

Остаточное напряжение и, % опорного напряжения	Длительность прерывания напряжения Dtnp, с
	Atnp < 0,5	0,5 < Atnp < 1	1 < Atnp < 5	5 < Atnp < 20	20 < Atnp < 60	60 < Atnp < 180
5 > и > 0

Провалы и прерывания напряжения измеряют в соответствии с ГОСТ 30804.4.30 на основе измерений среднеквадратических значений напряжения, обновляемых для каждого полупериода. Параметрами провалов, прерываний напряжения, являющимися объектами рассмотрения в настоящем стандарте, являются остаточное напряжение и длительность.

В электрических сетях низкого напряжения, четырехпроводных трехфазных системах учитывают фазные напряжения; в трехпроводных трехфазных системах учитывают линейные напряжения; в случае однофазного подключения учитывают питающее напряжение (фазное или линейное в соответствии с подключением потребителя).

Пороговое значение начала провала напряжения принимают равным 90 % опорного напряжения. Пороговое значение начала прерывания напряжения принимают равным 5 % опорного напряжения.

Примечание — При измерениях в многофазных системах рекомендуется определять и записывать число фаз, затрагиваемых каждым событием.

Для электрических сетей трехфазных систем следует использовать многофазное сведение данных, которое заключается в определении эквивалентного события, характеризующегося одной длительностью и одним остаточным напряжением.

Результаты измерений характеристик провалов и прерываний напряжения в электрических сетях по данным [2] приведены в таблицах А.3 и А.4.

Таблица А.3 — Результаты измерений характеристик провалов и прерываний напряжения для кабельных электрических сетей

Остаточное напряжение u, % опорного напряжения	Длительность провала (прерывания) напряжения Dtn, с
	0,01 < Atn < 0,1	0,1 < А#П < 0,5	0,5 < Atn <1	1 < Atn < 3	3 < Atn < 20	20 < Atn < 60
90 > и > 70	63	38	8	1	1	0
70 > и > 40	8	29	4	0	0	0
40 > и > 0	6	17	1	3	0	0
и = 0	1	1	2	1	1	10

Таблица А.4 — Результаты измерений характеристик провалов и прерываний напряжения для смешанных (кабельных и воздушных) электрических сетей

Остаточное напряжение и , % опорного напряжения	Длительность провала (прерывания) напряжения, Dtn с
	0,01 < Atn < 0,1	0,1< Atn < 0,5	0,5 < Atn <1	1 < Atn < 3	3 < Atn < 20	20 < Atn < 60
90 > и > 70	111	99	20	8	3	1
70 > и > 40	50	59	14	3	1	0
40 > и > 0	5	26	11	4	1	1
и = 0	5	25	104	10	15	24

А.2 Перенапряжения

Перенапряжения измеряют в соответствии с ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.4 на основе измерений среднеквадратических значений напряжения, обновляемых для каждого полупериода. Пороговое значение начала перенапряжения принимают равным 110 % опорного напряжения.

В среднем за год в точке присоединения возможны около 30 перенапряжений. При обрыве нулевого проводника в трехфазных электрических сетях напряжением до 1 кВ, работающих с глухо заземленной нейтралью, возникают временные перенапряжения между фазой и землей. Уровень таких перенапряжений при значительной несимметрии фазных нагрузок может достигать значений линейного напряжения, а длительность — нескольких часов.

В системах низкого напряжения, при определенных обстоятельствах, неисправность, произошедшая элек -трически выше трансформатора, может породить временные перенапряжения на стороне низкого напряжения на время, в течение которого протекает ток, вызванный неисправностью. Такие перенапряжения в общем случае не превышают 1,5 кВ.

Для систем среднего напряжения ожидаемая величина такого перенапряжения зависит от типа заземления в системе. В системах с жестко заземленной нейтралью или с заземлением нейтрали через сопротивление пере -напряжение обычно не превышает 1,7 U_c . В системах с изолированной нейтралью или с заземлением нейтрали через реактор перенапряжение обычно не превышает 2,0 U_c . Тип заземления указывается оператором сети.

Приложение Б

(справочное)

Значения импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами и процессами коммутации

Расчетные значения импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами в точках присоединения к электрической сети, показанных на рисунке Б.1, приведены для фазных номинальных напряжений сети.

¹ -й- v

ВЛ

к J.™

РП-В

ВЛ — воздушная линия; КЛ — кабельная линия; РП-А, РП-Б, РП-В — распределительные подстанции; Тр₁, Тр₂ — силовые трансформаторы; и_н1, Ц,₂ — напряжения на первичной и вторичной обмотках силового трансформатора; a, b, c, d, e, f, g, k, l, m, n — возможные точки присоединения к электрической сети

Рисунок Б.1 — Точки присоединения к электрической сети

Формы импульсов, характерные для точек присоединения на рисунке Б.1, показаны на рисунках Б.2 — Б.4.

Рисунок Б.2 — Форма импульсов, характерная для точек присоединения a, c, d, e на рисунке Б.1.

Рисунок Б.3 — Форма импульсов, характерная для точек присоединения f , g, n на рисунке Б.1.)

Рисунок Б.4 — Форма импульсов, характерная для точек присоединения b, l, k на рисунке Б.1.

Значения импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами в точках присоединения к электрической сети, показанных на рисунке B.1, приведены в таблице Б.1.

Таблица Б.1 — Значения импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами, кВ

Место расположения точек присоединения	Варианты точек на рисунке Б.1	Номинальное напряжение электрической сети, кВ
		0,38	6	10	35	110	220
Воздушная линия (ВЛ)	a, c	5)	100	125	325	800	1580
	b1)		160 2000	190 2000	575 2000	1200 2000	2400 2000
Кабельная линия (КЛ)	d	5)	100	125	325	800	1580
	l2)	—	34	48	140	350	660
	e, k3)	—	—	—	—	—	—
Силовой трансформатор (Тр)	f, g, n4	—	60	80	200	480	750
	m	—	34	48	140	350	660
1) В варианте точек присоединения b в числителе указано импульсное напряжение на металлических и железобетонных опорах, в знаменателе — на деревянных опорах. 2) Импульсные напряжения в точке присоединения l соответствуют случаю отсутствия воздушной линии электропередачи на стороне вторичного напряжения U^ трансформатора Тр2 (см. рисунок Б.1) и значениям напряжений обмоток Тр2 Uh1, Uh2, соответствующим двум номинальным напряжениям, расположенным рядом в шкале стандартных напряжений (например 35 и 10 кВ, 110 и 220 кВ). При других сочетаниях номинальных напряжений Тр2 (например, 110 и 10 кВ, 35 и 6 кВ и т. д.) импульсные напряжения, проходящие через обмотки трансформатора, меньше указанных значений. 3) При наличии на распределительной подстанции типа РП-Б, РП-В (см. рисунок Б.1) воздушных линий электропередачи значения импульсных напряжений в точках присоединения e и k такое же, как в варианте точек присоединения d и c. При отсутствии на распределительной подстанции типа РП-Б, РП-В воздушных линий электропередачи импульсные напряжения в точках присоединения e и k определяются значениями импульсных напряжений в начале кабельной линии (точки d и l), уменьшенными в соответствии с данными по затуханию грозовых импульсов в кабельных линиях в зависимости от длины линии. 4) Указанные в данной строке значения импульсных напряжений справедливы при условии расположения точек общего присоединения f, g, n на вводах силового трансформатора и наличии связи рассматриваемой обмотки с воздушной линией. При отсутствии связи (точка m на рисунке Б.1) импульсные напряжения соответствуют точке присоединения l. 5) Значения импульсных напряжений с вероятностью 90 % не превышают 10 кВ — в воздушной сети напряжением 0,38 кВ и 6 кВ — во внутренней проводке зданий и сооружений.

Значения коммутационных импульсных напряжений при их длительности на уровне 0,5 амплитуды импульса, равной 1000—5000 мкс, приведены в таблице Б.2

Таблица Б.2 — Значения коммутационных импульсных напряжений

Номинальное напряжение электрической сети, кВ	0,38	3	6	10	20	35	110	220
Коммутационное импульсное напряжение, кВ	4,5	15,5	27	43	85,5	148	363	705

Вероятность превышения значений коммутационных импульсных напряжений, указанных в таблице Б.2, составляет не более 5 %, а значений импульсных напряжений, вызываемых молниевыми разрядами (таблица Б.1) — не более 10 % для воздушных линий с металлическими и железобетонными опорами и 20 % — для воздушных линий с деревянными опорами.

Значения импульсных напряжений в электрической сети потребителя могут превышать указанные в таблице Б.1 значения за счет молниевых поражений в самой сети потребителя, отражений и преломлений импульсов в сети потребителя и частично — за счет разброса параметров импульсов.

¹

На территории Российской Федерации действует ГОСТ Р 51317.4.15—2012 (МЭК 61000-4-15:2010)

---

МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ СОВЕТ ПО СТАНДАРТИЗАЦИИ, МЕТРОЛОГИИ И СЕРТИФИКАЦИИ (МГС)

INTERSTATE COUNCIL FOR STANDARDIZATION, METROLOGY AND CERTIFICATION (ISC)

ГОСТ

^{МЕЖГОСУДАРСТВЕННЫЙ}       ₃₃₀₇₃

СТАНДАРТ              ³³⁰⁷³ 2014 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная

КОНТРОЛЬ И МОНИТОРИНГ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

Издание официальное

Москва Стандартинформ 2019

ГОСТ 33073—2014

Предисловие

Цели, основные принципы и основной порядок проведения работ по межгосударственной стандартизации установлены в ГОСТ 1.0—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Основные положения» и ГОСТ 1.2—2015 «Межгосударственная система стандартизации. Стандарты межгосударственные, правила и рекомендации по межгосударственной стандартизации. Правила разработки, принятия, обновления и отмены»

Сведения о стандарте

• 1 РАЗРАБОТАН Обществом с ограниченной ответственностью «ЛИНВИТ» и Техническим комите -том по стандартизации ТК 30 «Электромагнитная совместимость технических средств»

• 2 ВНЕСЕН Федеральным агентством по техническому регулированию и метрологии

• 3 ПРИНЯТ Межгосударственным советом по стандартизации, метрологии и сертификации (протокол от 5 декабря 2014 г. № 46)

За принятие проголосовали:

Краткое наименование страны по МК (ИСО 3166) 004—97	Код страны по МК (ИСО 3166) 004—97	Сокращенное наименование национального органа по стандартизации
Армения	AM	Министерство экономики Республики Армения
Беларусь	BY	Госстандарт Республики Беларусь
Киргизия	KG	Кыргызстандарт
Россия	RU	Росстандарт
Украина	UA	Госпотребстандарт Украины

• 4 Приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 8 декабря 2014 г. № 1948-ст межгосударственный стандарт ГОСТ 33073 —2014 введен в действие в качестве национального стандарта Российской Федерации с 1 января 2015 г.

• 5 ВВЕДЕН ВПЕРВЫЕ

• 6 ПЕРЕИЗДАНИЕ. Февраль 2019 г.

Информация об изменениях к настоящему стандарту публикуется в ежегодном информационном указателе «Национальные стандарты», а текст изменений и поправок — в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». В случае пересмотра (замены) или отмены настоящего стандарта соответствующее уведомление будет опубликовано в ежемесячном информационном указателе «Национальные стандарты». Соответствующая информация, уведомление и тексты размещаются также в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет (www.gost.ru)

© Стандартинформ, оформление, 2015, 2019

В Российской Федерации настоящий стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен в качестве официального издания без разрешения Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии

Содержание

• 1 Область применения

• 2 Нормативные ссылки

• 3 Термины и определения

• 4 Сокращения и обозначения

  • 4.1 Сокращения

  • 4.2 Обозначения

• 5 Контроль качества электрической энергии

  • 5.1 Пункты контроля

  • 5.2 Требования к продолжительности измерений при проведении контроля КЭ

  • 5.3 Требования к СИ при проведении контроля КЭ

  • 5.4 Измеряемые напряжения

  • 5.5 Требования безопасности

  • 5.6 Требования к квалификации операторов

  • 5.7 Условия испытаний

  • 5.8 Подготовка к проведению испытаний в пунктах контроля

  • 5.9 Проведение испытаний

  • 5.10 Обработка результатов испытаний

  • 5.11 Оформление результатов испытаний

• 6 Мониторинг качества электрической энергии

  • 6.1 Общие положения

  • 6.2 Выбор пунктов мониторинга

  • 6.3 Требования к продолжительности и периодичности измерений при проведении мониторинга КЭ

  • 6.4 Требования к СИ при проведении мониторинга КЭ

  • 6.5 Обработка результатов испытаний

  • 6.6 Оформление результатов испытаний

• 7 Система мониторинга качества электрической энергии

  • 7.1 Общие положения

  • 7.2 Архитектура СМКЭ

  • 7.3 Интеграция СМКЭ с другими технологическими системами

  • 7.4 ПКЭ и параметры, измеряемые в СМКЭ

  • 7.5 Выбор мест установки СИ в СМКЭ

  • 7.6 Требования к СИ в СМКЭ

  • 7.7 Рекомендации по обработке данных КЭ в СМКЭ

Приложение А (рекомендуемое) Допускаемые значения положительного и отрицательного

отклонений напряжения в пунктах контроля/мониторинга КЭ

Приложение Б (рекомендуемое) Методика определения мощности нагрузки и коэффициента

мощности вторичных цепей ТН в условиях эксплуатации

Приложение В (рекомендуемое) Формы протоколов испытаний электрической энергии

Библиография

Поправка к ГОСТ 33073—2014 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Контроль и мониторинг качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения (Издание, март 2019 г.)

В каком месте	Напечатано	Должно быть
Стр. 32. Приложение 2 к протоколу испытаний электрической энергии №. Пункт 5 Заключение	ГОСТ 1983—2001	ГОСТ 1983

(ИУС № 8 2019 г.)

ГОСТ 33073—2014

М Е Ж Г О С У Д А Р С Т В Е Н Н Ы Й С Т А Н Д А Р Т

Электрическая энергия.

Совместимость технических средств электромагнитная

КОНТРОЛЬ И МОНИТОРИНГ КАЧЕСТВА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ В СИСТЕМАХ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ОБЩЕГО НАЗНАЧЕНИЯ

Electric energy. Electromagnetic compatibility of technical equipment. Control and monitoring of electric power quality in the public power supply systems

Дата введения — 2015—01—01

1 Область применения

Настоящий стандарт устанавливает основные положения по организации и проведению контроля качества электрической энергии (ЭЭ) в точках передачи/поставки ЭЭ пользователям электрических сетей систем электроснабжения общего назначения однофазного и трехфазного переменного тока частотой 50 Гц в целях определения соответствия качества ЭЭ нормам, установленным в ГОСТ 32144, условиям договоров на поставку ЭЭ и/или на оказание услуг по передаче ЭЭ.

Положения настоящего стандарта, относящиеся к контролю качества ЭЭ (КЭ) применяют при осуществлении сертификационных и арбитражных испытаний ЭЭ, рассмотрении претензий к КЭ, инспекционного контроля за сертифицированной ЭЭ, а также при осуществлении государственного надзора.

Настоящий стандарт устанавливает также основные положения по организации и проведению мониторинга КЭ в электрических сетях сетевых организаций и потребителей ЭЭ в целях обследования (наблюдений) для оценки и управления КЭ.

Положения настоящего стандарта, относящиеся к мониторингу КЭ, применяют при проведении периодических испытаний ЭЭ по планам сетевых организаций и потребителей ЭЭ, в том числе испытаний при определении технических условий для технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети, подготовке электрических сетей к сертификации ЭЭ, допуске к эксплуатации энергопринимающих устройств потребителей, ухудшающих КЭ, разработке мероприятий по улучшению КЭ и др.

Основные положения по организации и проведению контроля и мониторинга КЭ установлены в отношении следующих показателей качества электрической энергии:

- положительное и отрицательное отклонения напряжения;

- суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения;

• - коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения;

• - коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности;

• - коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности;

• - отклонение частоты;

• - кратковременная и длительная дозы фликера.

Положения настоящего стандарта применяют также при организации и проведении мониторинга интергармоник напряжения и случайных событий в электрических сетях (прерываний, провалов напряжения и перенапряжений).

В настоящем стандарте установлен порядок выбора пунктов контроля и мониторинга КЭ, детализированы требования к применяемым средствам измерений (СИ) и продолжительности и периодичности измерений при контроле и мониторинге КЭ, а также к порядку обработки и оформления результатов измерений.

В настоящем стандарте приведены рекомендации по учету влияния трансформаторов напряжения при проведении измерений, а также по проведению измерений в условиях, отличающихся от нормальных.

Издание официальное

2 Нормативные ссылки

В настоящем стандарте использованы нормативные ссылки на следующие стандарты:

ГОСТ 12.1.004—91 Система стандартов безопасности труда. Пожарная безопасность. Общие требования

ГОСТ 12.2.007.0—75 Система стандартов безопасности труда. Изделия электротехнические. Общие требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.2—75 Система стандартов безопасности труда. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.3—75 Система стандартов безопасности труда. Электротехнические устройства на напряжение свыше 1000 В. Требования безопасности

ГОСТ 12.2.007.4—75¹ Система стандартов безопасности труда. Шкафы комплектных распределительных устройств и комплектных трансформаторных подстанций, камеры сборные одностороннего обслуживания, ячейки герметизированных элегазовых распределительных устройств

ГОСТ 12.3.019—80 Система стандартов безопасности труда. Испытания и измерения электрические. Общие требования безопасности

ГОСТ 1983—2015 Трансформаторы напряжения. Общие технические условия

ГОСТ 29322—2014 (IEC 60038:2009) Стандартные напряжения

ГОСТ 30804.4.7—2013 (IEC 61000-4-7:2009) Совместимость технических средств электромагнитная. Общее руководство по средствам измерений и измерениям гармоник и интергармоник для систем электроснабжения и подключаемых к ним технических средств

ГОСТ 30804.4.30—2013 (IEC 61000-4-30:2008) Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Методы измерений показателей качества электрической энергии

ГОСТ 32144—2013 Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения

ГОСТ ИСО/МЭК 17025—2009 Общие требования к компетентности испытательных и калибровочных лабораторий

П р и м е ч а н и е — При пользовании настоящим стандартом целесообразно проверить действие ссы -лочных стандартов в информационной системе общего пользования — на официальном сайте Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в сети Интернет или по ежегодному информационному указателю «Национальные стандарты», который опубликован по состоянию на 1 января текущего года, и по выпускам ежемесячного информационного указателя «Национальные стандарты» за текущий год. Если ссылочный стандарт заменен (изменен), то при пользовании настоящим стандартом следует руководствоваться заменяющим (измененным) стандартом. Если ссылочный стандарт отменен без замены, то положение, в котором дана ссылка на него, применяется в части, не затрагивающей эту ссылку.

3 Термины и определения

В настоящем стандарте применены термины по ГОСТ 32144, ГОСТ 30804.4.30, а также следую -щие термины с соответствующими определениями:

• 3.1 установленные требования: Требования, установленные в технических регламентах, стандартах, договорах энергоснабжения, заключаемых субъектами оптового и розничного рынков электроэнергии, а также в иных документах.

• 3.2 технические условия для технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети: Документ, устанавливающий объем технических мероприятий, выполнение которых обеспечит техническую возможность технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей к электрической сети сетевой организации.

• 3.3

качество электрической энергии: Степень соответствия характеристик электрической энергии в данной точке электрической системы совокупности нормированных показателей качества электрической энергии.

[ГОСТ 32144 —2013, статья 3.1.38]

• 3.4 показатель качества электрической энергии; ПКЭ: величина, характеризующая КЭ по одному или нескольким параметрам.

• 3.5 контроль КЭ: Процедуры проверки соответствия значений ПКЭ установленным требованиям.

• 3.6 мониторинг КЭ: Процедуры одиночных, периодических и непрерывных обследований КЭ и наблюдений за ПКЭ в установленных интервалах времени, проводимых в целях оценки существующего уровня КЭ, анализа, прогноза и принятия, при необходимости, соответствующих мер по результатам мониторинга.

3.7 пункт контроля/мониторинга КЭ: Пункт электрической сети, в котором выполняют измерения ПКЭ при контроле/мониторинге КЭ.

3.8 центр питания: Распределительное устройство генераторного напряжения электростанции или распределительное устройство вторичного напряжения (6000 В и более) трансформаторной под-станции² сетевой организации, к которому присоединены сети данного района (региона) по месторасположению обследуемых потребителей ЭЭ/пользователей сети.

П р и м е ч а н и я

1 ЦП и присоединенная к нему сеть могут принадлежать разным сетевым организациям.

2 Две секции сборных шин одного распределительного устройства, получающие питание от разных силовых трансформаторов, рассматриваются как разные ЦП.

3.9 согласованное напряжение электропитания: Напряжение, отличающееся от стандартного номинального напряжения электрической сети по ГОСТ 29322, согласованное для конкретного пользователя электрической сети при технологическом присоединении в качестве напряжения электропитания.

• 3.10 точка общего присоединения: Электрически ближайшая к конкретной нагрузке пользователя сети точка, к которой присоединены нагрузки других пользователей сети.

• 3.11 искажающий потребитель ЭЭ: Потребитель, имеющий энергопринимающие устройства с нелинейными электрическими характеристиками или с несимметричным или колебательным режимом работы, подключение которых к сети приводит или может привести к несинусоидальности, колебаниям напряжения или несимметрии трехфазной системы напряжений в электрической сети.

• 3.12 низкое напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратичное значение которого не превышает 1 кВ.

• 3.13 среднее напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратичное значение которого превышает 1 кВ, но не превышает 35 кВ.

• 3.14 высокое напряжение: Напряжение, номинальное среднеквадратичное значение которого превышает 35 кВ.

3.15 сертификационные испытания ЭЭ: испытания ЭЭ, проводимые аккредитованными в установленном порядке испытательными лабораториями (центрами) в целях сертификации электрической энергии.

3.16 испытания при инспекционном контроле за сертифицированной ЭЭ: испытания ЭЭ, проводимые аккредитованными в установленном порядке испытательными лабораториями (центрами) с целью подтверждения, что ЭЭ соответствует требованиям, которые были установлены при сертификации.

3.17 расширенная неопределенность измерения ПКЭ: Величина, определяющая интервал вокруг результата измерения, который, как ожидается, содержит в себе большую часть распределения значений, что с достаточным основанием могут быть приписаны измеряемой величине.

4 Сокращения и обозначения 4.1 Сокращения

В настоящем стандарте приняты следующие сокращения:

АСУ ТП — автоматизированная система управления технологическим процессом;

ВРУ — вводно-распределительное устройство;

ВН     — высокое напряжение;

ИБ     — информационная безопасность;

КЭ      — качество электрической энергии;

ЛЭП    — линия электропередачи;

НН    — низкое напряжение;

ОРЭМ — оптовый рынок электрической энергии и мощности;

ПБВ — переключение без возбуждения;

ПК    — пункт контроля КЭ;

ПКЭ — показатель качества электрической энергии;

ПМ — пункт мониторинга КЭ;

ПО   — программное обеспечение;

ПС   — подстанция 35—220/6—35 кВ;

ПТК — программно-технический комплекс;

РП    — распределительный пункт;

РПН   — регулирование под нагрузкой;

РСК — распределительная сетевая компания;

РЭ    — руководство по эксплуатации;

СИ    — средство измерений;

СМКЭ — система мониторинга качества электрической энергии;

СН    — среднее напряжение;

Тр    — силовой трансформатор;

ТН    — измерительный трансформатор напряжения;

ТОП  — точка общего присоединения;

ТП    — трансформаторная подстанция 6 —35/0,4кВ;

ТТ    — измерительный трансформатор тока;

ФСК — Федеральная сетевая компания;

ЦП    — центр питания;

ЦУС  — центр управления сетями;

ШРС  — шкаф распределительный силовой;

ЭП    — электроприемник;

ЭЭ    — электрическая энергия;

PQDIF (Power Quality Data Interchange Format) — бинарный формат файла по [3], используемый для обмена измеренными данными напряжений, токов, мощности и энергии между различными приложениями (ПО).

4.2 Обозначения

В настоящем стандарте приняты следующие обозначения: f_nom — номинальное значение частоты электропитания, Гц;

Df — отклонение частоты, Гц;

Df_B(95 %) — значение верхней границы диапазона, которому принадлежат 95 % измеренных в течение времени испытаний значений отклонения частоты, Гц;

D/^95 %) — значение нижней границы диапазона, которому принадлежат 95 % измеренных в течение времени испытаний значений отклонения частоты, Гц;

Df^ioo %) — наибольшее значение из всех измеренных в течение времени испытаний значений отклонения частоты, Гц;

Df^ioo %) — наименьшее значение из всех измеренных в течение времени испытаний значений отклонения частоты, Гц;

U₀ — напряжение, равное номинальному или согласованному напряжению электропитания, В, кВ; dU(_-) — отрицательное отклонение напряжения электропитания, % U₀;

dU₍₊₎ — положительное отклонение напряжения электропитания, % U₀;

dU^I(₊), dU^I(_-) — допускаемое положительное и отрицательное отклонения напряжения электропитания в режиме наибольших нагрузок, % U₀;

dU^II(₊), dU^II(_-) — допускаемое положительное и отрицательное отклонения напряжения электропитания в режиме наименьших нагрузок, % U₀;

П р и м е ч а н и е — Указанные допускаемые отклонения напряжения определяют для ПК/ПМ, не совпадающих с точками передачи ЭЭ;

и_{ном в}, и_{ном н} — номинальные напряжения сетей, присоединенных к шинам ПС 35 —220/6 —35 кВ; K_U — суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения, %;

Ки(_П) — коэффициент n-й гармонической составляющей напряжения, %;

n — номер гармонической составляющей напряжения (гармоники);

Kusg(n) — коэффициент интергармонической центрированной подгруппы, расположенной выше гармоники порядка n;

K_2U —коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности, %;

K_0U —коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности, %;

P_st — кратковременная доза фликера, о. е.;

P_lt — длительная доза фликера, о. е.,

Dt_n — длительность провала напряжения, с;

Dt_np — длительность прерывания напряжения, с;

Dt_nep — длительность временного перенапряжения, с;

u — остаточное напряжение при провалах и прерываниях напряжения или временное перенапряжение, % опорного напряжения;

Т₁ — относительное время превышения допускаемых значений ПКЭ, установленных для 95 % результатов измерений, % ;

Т₂ — относительное время превышения допускаемых значений ПКЭ, установленных для 100 % результатов измерений, %;

ди_{н н} б (DU ) — потери напряжения в сети низкого напряжения от ТП до ближайшей (наиболее удаленной) точки передачи ЭЭ, %;

ди_{с н} б (DU ) — потери напряжения в сети среднего напряжения от ЦП до ближайшей (наиболее удаленной) ТП, %;

Ет — добавка напряжения на Тр в ТП, соответствующая установленному на нем регулировочному ответвлению, %;

DU¹^^ (Ли¹¹^^ ) — наибольшие (наименьшие) потери напряжения в Тр ПС в режиме наибольших (наименьших) нагрузок ЦП при двух крайних положениях РПН (ПБВ), %.

К_тр _кр — коэффициент трансформации Тр в ПС при двух крайних положениях РПН (ПБВ);

P_a, P_b, P_c, Q_a, Q_b, Q_c — измеренные значения активных и реактивных мощностей соответствующих фазных нагрузок ТН, Вт;

S3 — полная мощность нагрузки трехфазного ТН, В-А;

±Д_ну — границы погрешности СИ в нормальных условиях эксплуатации (границы основной погрешности СИ);

у_пкэ — измеренное значение ПКЭ;

У_пкэ — результат измерения ПКЭ с учетом расширенной неопределенности измерения;

К_Т — температурный коэффициент СИ по данному ПКЭ, равный относительному изменению погрешности при изменении температуры окружающей среды на 1К;

Д_доп(ДТ) — дополнительная погрешность СИ в рабочих условиях эксплуатации;

ДТ — абсолютное значение разности температур окружающей среды в рабочих и нормальных условиях эксплуатации СИ, К;

U — расширенная неопределенность измерения ПКЭ;

k — коэффициент охвата;

и_доп — допускаемая неопределенность измерения ПКЭ, установленная в ГОСТ 30804.4.30;

р — уровень доверия при оценке неопределенности измерения.

5 Контроль качества электрической энергии

• 5.1 Пункты контроля

5.1.1 Общие положения

Показатели и нормы КЭ в точках передачи ЭЭ пользователям электрической сети установлены в ГОСТ 32144. В соответствии с требованиями ГОСТ 32144 эти точки передачи выбирают в качестве ПК.

Рекомендации по выбору ПК, изложенные в 5.1.1—5.1.6, используют при проведении контроля КЭ по выполнению условий договоров на поставку/передачу ЭЭ, сертификационных испытаний ЭЭ и инспекционного контроля за сертифицированной продукцией.

В электрической сети одного ЦП допускается проводить контроль ПКЭ по отклонениям напряжения в ПК, соответствующих ближайшей к ЦП и наиболее удаленной от ЦП точках передачи ЭЭ согласно 5.1.2.1—5.1.2.3.

5.1.2 ПК положительного и отрицательного отклонений напряжения

• 5.1.2.1 Группируют распределительные линии, отходящие от ЦП, по доминирующему (если это возможно) характеру графиков нагрузки (линии с промышленной нагрузкой, линии с нагрузкой общественных, научных, коммерческих учреждений, жилых зданий и др.).

• 5.1.2.2 Выбирают в каждой из групп распределительных линий следующие ПК:

- точки передачи ЭЭ, потери напряжения до которых от ЦП являются минимальными и максималь -ными в рассматриваемой группе распределительных линий;

- точки передачи ЭЭ, графики нагрузки в которых резко отличаются от графика нагрузки ЦП.

• 5.1.2.3 При невозможности организации контроля КЭ в точке передачи ЭЭ данному пользователю электрической сети контроль КЭ проводят в ближайшей к ней доступной точке электрической сети, в которой возможно подключение СИ. При определении допускаемых граничных значений положительного и отрицательного отклонений напряжения в данной точке учитывают потери напряжения на участке линии от ПК до точки передачи ЭЭ в режимах наименьших и наибольших нагрузок ЦП в соответствии с часами пиковой нагрузки, определенной системным оператором или измеренными графиками нагрузки (см. приложение А).

5.1.3 ПК суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения, коэффициента n-й гармоники и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности

В качестве ПК для измерений значений K_U, K_U(n), K_2U выбирают точки передачи ЭЭ потребителям электрической сети, являющимся источниками ухудшения КЭ (далее — искажающие потребители), а также ТОП искажающих и неискажающих потребителей.

5.1.4 ПК коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности

В качестве ПК для измерений значений K_0U выбирают точки передачи ЭЭ потребителям по четырехпроводным и пятипроводным трехфазным сетям, например, шины трехфазного ВРУ здания или шины 0,4 кВ ТП 6 —35/0,4 кВ, или шкафа ШРС сети 0,4 кВ. Выбор конкретных ПК осуществляют с учетом результатов измерений токов в линиях 0,38 кВ и напряжений на шинах 0,4 кВ ТП, проводимых сетевой организацией при эксплуатации электрических сетей. При этом в первую очередь выбирают ПК, в которых была зарегистрирована наибольшая несимметрия фазных токов и напряжений.

5.1.5 ПК отклонения частоты напряжения

В качестве ПК для измерений отклонения частоты Df выбирают любую удобную для контроля точку в рассматриваемой электрической сети.

5.1.6 ПК кратковременной и длительной доз фликера

В качестве ПК для контроля кратковременной и длительной доз фликера выбирают точки передачи ЭЭ, близко расположенные к ТОП искажающих и неискажающих потребителей ЭЭ. При этом ПК может быть выбран в системе электроснабжения потребителя (по согласованию с ним) в случае отсутствия технической возможности установки оборудования на объекте сетевой организации.

5.1.7 ПК при арбитражных испытаниях ЭЭ по претензии к КЭ

В качестве ПК выбирают точки передачи ЭЭ потребителю, заявившему претензию.

5.1.8 ПК при проведении государственного надзора

Органы государственного контроля (надзора) выбирают ПК в точках передачи ЭЭ по своему усмотрению.

5.2 Требования к продолжительности измерений при проведении контроля КЭ

• 5.2.1 При проведении контроля КЭ в целях проверки соответствия ЭЭ нормам КЭ, установленным в ГОСТ 32144, в том числе при проведении арбитражных и сертификационных испытаний ЭЭ, а также испытаний при инспекционном контроле сертифицированной ЭЭ проводят непрерывные измерения значений ПКЭ по ГОСТ 30804.4.30, класс измерений А, в течение не менее одной недели (семи суток).

• 5.2.2 При проведении контроля КЭ в целях проверки выполнений требований к КЭ, установленных в договорах услуг по передаче и договорах купли/продажи ЭЭ, проводят непрерывные измерения по ГОСТ 30804.4.30, класс измерений А, значений ПКЭ, установленных в договорах, в течение времени и в условиях, предусмотренных в указанных договорах, но не менее одной недели (семи суток).

• 5.2.3 Органы государственного контроля (надзора) устанавливают продолжительность непрерывных измерений значений ПКЭ не менее одной недели (семи суток).

• 5.2.4 Продолжительность непрерывных измерений ПКЭ при рассмотрении претензий к КЭ устанавливается соглашением между сетевой организацией и потребителем, но не менее одних суток.

• 5.2.5 Число маркированных данных, не учитываемых при оценке соответствия ПКЭ установленным нормам, не должно превышать 5 % общего числа усредненных на 10-минутных интервалах значений ПКЭ в каждые сутки из общего периода времени непрерывных измерений.

5.3 Требования к СИ при проведении контроля КЭ

• 5.3.1 При выполнении измерений при контроле КЭ применяют СИ, соответствующие требованиям ГОСТ 30804.4.30, класс измерений А, и ГОСТ 30804.4.7, класс I, при интервалах усреднения результатов измерений, установленных в ГОСТ 32144, имеющие свидетельство (сертификат) об утверждения типа и свидетельство о поверке СИ ПКЭ. Измерения кратковременных и длительных доз фликера проводят с использованием фликерметра класса F1 (см. [1]), имеющего свидетельство (сертификат) об утверждении типа и свидетельство о поверке.

• 5.3.2 При проведении контроля КЭ в сетях с номинальным напряжением свыше 1000 В применяют измерительные делители напряжения или ТН. Метрологические характеристики ТН должны быть не хуже требований ГОСТ 1983 для ТН класса точности 0,5. При этом мощность нагрузки вторичных цепей ТН с учетом входных сопротивлений используемых СИ должна находиться согласно ГОСТ 1983 в допускаемых пределах от 25 % до 100 % по отношению к номинальной мощности нагрузки, установленной для класса точности данного ТН при коэффициенте мощности активно-индуктивной нагрузки 0,8. ТН должен иметь действующее свидетельство о поверке или оттиск поверительного клейма, или отметку о государственной первичной поверке в паспорте.

5.4 Измеряемые напряжения

При определении ПКЭ в трехфазных четырехпроводных и пятипроводных и однофазных сетях измеряют фазные напряжения. В трехпроводных сетях с изолированной нейтралью измеряют между-фазные напряжения.

5.5 Требования безопасности

• 5.5.1 При проведении контроля КЭ должны быть соблюдены требования безопасности в соответствии с ГОСТ 12.3.019, ГОСТ 12.2.007.0, ГОСТ 12.2.007.2, ГОСТ 12.2.007.3, ГОСТ 12.2.007.4.

• 5.5.2 Помещения, используемые при контроле КЭ, должны соответствовать требованиям пожарной безопасности по ГОСТ 12.1.004.

• 5.5.3 СИ, используемые при определении значений ПКЭ, должны соответствовать требованиям безопасности (см. [2]).

5.6 Требования к квалификации операторов

• 5.6.1 К испытаниям ЭЭ допускают лиц, имеющих соответствующую профессиональную подготовку. Группа по электробезопасности должна соответствовать требованиям Правил по охране труда (Правил безопасности при эксплуатации электроустановок).

• 5.6.2 Обработку и анализ результатов испытаний проводят лица, имеющие высшее, среднее или дополнительное профессиональное образование.

5.7 Условия испытаний

• 5.7.1 Испытания ЭЭ в целях контроля КЭ проводят в любых режимах работы электрической сети, кроме аварийного режима, а также кроме режимов, обусловленных:

- исключительными погодными условиями и стихийными бедствиями (ураган, наводнение, землетрясение и т. п.);

- непредвиденными ситуациями, вызванными действиями стороны, не являющейся сетевой орга -низацией и потребителем электроэнергии (пожар, взрыв, военные действия и т. п.);

- условиями, регламентированными государственными органами управления, а также связанны -ми с ликвидацией последствий, вызванных исключительными погодными условиями и непредвиденными обстоятельствами;

- в условиях введения в отношении потребителя режима ограничения потребления электрической энергии.

• 5.7.2 При проведении испытаний ЭЭ в ПК для измерения ПКЭ обеспечивают выполнение условий эксплуатации СИ.

• 5.7.3 Привлекаемые к проведению испытаний ЭЭ испытательные лаборатории/центры должны соответствовать требованиям ГОСТ ИСО/МЭК 17025.

• 5.7.4 Измерения ПКЭ проводят одновременно во всех выбранных ПК в распределительной сети, присоединенной к данному ЦП.

5.8 Подготовка к проведению испытаний в пунктах контроля

• 5.8.1 Перед началом испытаний следует:

• - измерить относительную влажность и температуру окружающего воздуха, атмосферное давление в ПК, а также напряжение и частоту питания для контроля и обеспечения условий применения СИ в соответствии с РЭ применяемых СИ;

• - установить СИ, заземлить его, если это предусмотрено РЭ, и подготовить к работе в соответ -ствии с РЭ, включая прогрев, корректировку текущего времени и даты, введение необходимых уставок. В качестве соединительных проводов между СИ и сетью следует использовать соединительные кабели, входящие в комплект СИ;

• - принять меры для исключения влияния электромагнитных помех на измерительные цепи СИ;

• - определить соответствие маркировки фаз измеряемой трехфазной сети правильному чередованию фаз с помощью фазоуказателя или применяемого СИ. Следование фаз входных сигналов должно совпадать с маркировкой соответствующих измерительных каналов напряжения прибора;

• - убедиться в работоспособности собранной цепи, проконтролировав текущие значения ПКЭ;

• - убедиться в выполнении процедуры внешней синхронизации времени СИ с помощью соответ -ствующего устройства (например, приемника систем ГЛОНАСС или GPS).

• 5.8.2 Перед проведением испытаний в электрических сетях напряжением свыше 1000 В следует:

• - определить тип ТН в ПК, номинальные напряжения вторичных обмоток ТН, класс точности, на -личие действующего свидетельства о поверке или поверительного клейма, схему соединений нагрузок вторичных обмоток ТН;

• - определить мощность нагрузки и коэффициент мощности вторичных цепей ТН в соответствии с методикой измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТН или параметров вторичных цепей ТН, метрологически аттестованной в установленном порядке. Рекомендуемая методика определения мощности нагрузки и коэффициента мощности вторичных цепей ТН в условиях эксплуатации приведена в приложении Б. Мощность нагрузки должна соответствовать установленным в описании типа или паспорте условиям применения ТН. В противном случае проводят мероприятия, обеспечивающие их выполнение (догрузка вторичных цепей, использование дополнительных измерительных ТН и др.).

5.9 Проведение испытаний

• 5.9.1 Условия испытаний ЭЭ в ПК контролируют в течение интервала времени измерений с помощью поверенных СИ с определением наибольших и наименьших значений контролируемых параметров внешней среды.

• 5.9.2 ПКЭ измеряют в соответствии с РЭ применяемых СИ и с учетом требований ГОСТ 30804.4.30.

• 5.9.3 Продолжительность и периодичность испытаний устанавливают в соответствии с 5.2 настоящего стандарта.

• 5.9.4 После окончания испытаний при просмотре архива (журнала событий) проверяют выполнение требования 5.2.5 по числу маркированных данных и в случае невыполнения этого требования испытания повторяют.

5.10 Обработка результатов испытаний

• 5.10.1 Для оценки соответствия ПКЭ установленным требованиям СИ должны обеспечивать усреднение (объединение по времени) результатов измерений ПКЭ с учетом требований ГОСТ 30804.4.30, раздел 5, и проводить статистическую обработку объединенных результатов измерений ПКЭ (K_U, K_U(n), K_2U, Ku , dU(₊), dU(_), Df, P_st, Pit) за каждую неделю проведения испытаний, необходимую для определения соответствия требованиям ГОСТ 32144.

• 5.10.2 При оценке неопределенностей измерений ПКЭ учитывают, что допускаемые значения неопределенности измерений ПКЭ установлены в ГОСТ 30804.4.30 применительно к нормальным условиям эксплуатации СИ, подключаемых непосредственно в точке измерения без масштабных преобразователей напряжения (трансформаторов, делителей).

• 5.10.3 При выполнении условий 5.10.2 при измерениях ПКЭ в точках передачи ЭЭ в электрических сетях низкого напряжения за оценку неопределенности измерений принимают интервал, определяемый границами погрешности используемого СИ по соответствующему ПКЭ:

^Up = Лн_Т                                                   (^5.1)

где U_p — расширенная неопределенность измерения данного ПКЭ для уровня доверия р = 0,95;

±Д_Ну — границы погрешности СИ в нормальных условиях эксплуатации (границы основной погрешности СИ) для уровня доверия р = 0,95.

Результат измерения ПКЭ представляют в форме:

^пкэ = Упкэ ± Ц»                                         (^5.2)

где у_пкэ — измеренное значение ПКЭ.

При этом должно выполняться требование Up < 1/_доп, где и_доп — допускаемое значение неопределенности измерений ПКЭ, установленное в ГОСТ 30804.4.30 для измерений класса А.

• 5.10.4 Если условия эксплуатации СИ отличаются от нормальных, выполняют расчет неопределенности измерений в рабочих условиях эксплуатации СИ с учетом влияния соответствующих факторов, например температуры окружающей среды:

Up = Дн.у + Дн.у КтДТ,                                      (5.3)

где К_Т — температурный коэффициент СИ по данному ПКЭ, равный относительному изменению погрешности при изменении температуры окружающей среды на 1К;

ДТ — абсолютное значение разности температур окружающей среды в рабочих и нормальных условиях эксплуатации СИ, К.

При этом неопределенность измерения класса А, установленную в ГОСТ 30804.4.30 допускается изменить в соответствии с документально установленной зависимостью от влияющих факторов:

Цдоп.Т = ^идоп (^{1 + К}Т^ДТ).                                   (^5.4)

П р и м е ч а н и е — Если в паспорте СИ указан не температурный коэффициент, а дополнительная погрешность Ддоп(АТ), то

^Up = ^Дн.у ^{+ Д}доп ^(ДТ).                                                  ⁽⁵.⁵⁾

• 5.10.5 При измерениях ПКЭ в точках передачи ЭЭ в сетях СН и ВН за оценку неопределенности измерений принимают интервал, определяемый границами погрешности измерительного канала, состоящего из СИ и ТН, с учетом дополнительной температурной погрешности СИ и класса точности ТН. Например, расширенная неопределенность измерения отклонений напряжения при равномерном распределении и уровне доверия 0,95:

^Up^U) =    ^(и)си ^{+ Лдоп} (^Л7(8^и))) ⁺[)^И] ’                  ⁽⁵'⁶⁾

где D(dU)_Cn — пределы допускаемой абсолютной погрешности СИ в нормальных условиях эксплуатации, %;

D^^DT^up — дополнительная температурная погрешность СИ, %;

Цси — напряжение на измерительных входах ТН, В;

k — коэффициент охвата, равный 1,65 при указанных условиях.

Оценки расширенной неопределенности измерений каждого ПКЭ приводят в соответствующих таблицах приложения 1 к протоколу испытаний.

При этом неопределенность измерения класса А, установленную в ГОСТ 30804.4.30, допускается увеличить с учетом влияния указанных факторов.

Измерения, выполненные СИ класса измерений А, считают легитимными во всем интервале рабочих температур этого СИ и при использовании ТН с учетом влияния указанных факторов.

5.11 Оформление результатов испытаний

• 5.11.1 Результаты испытаний оформляют протоколом испытаний ЭЭ (далее — протокол).

Рекомендуемая форма протокола при испытаниях ЭЭ в точках ее передачи в целях проверки соответствия ЭЭ нормам, установленным в ГОСТ 32144, приведена в В.1 приложения В. Форма приложения к протоколу с таблицей результатов измерений отклонений напряжения в случае, когда измерения проводят в ПК, не совпадающим с точкой передачи ЭЭ, приведена в В.2 приложения В.

• 5.11.2 В приложениях к протоколу приводят результаты измерений ПКЭ в ПК, мощности нагрузки ТН (если он применялся), а также описание мер по поддержанию требуемых условий измерений.

• 5.11.3 Результаты измерений dU— и 8U(₊j в ПК должны быть представлены в виде наибольших значений dU(_-) и dU(₊), измеренных за период измерений.

П р и м е ч а н и я

• 1 В случае если все отклонения напряжения за период измерений только положительные, значение dU— принимается равным нулю согласно алгоритму измерений по ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.12. Это означает, что отрицательных отклонений напряжения нет.

• 2 В случае, если все отклонения напряжения за период измерений только отрицательные, значение dU₍₊₎ принимается равным нулю согласно алгоритму измерений по ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.12. Это означает, что положительных отклонений напряжения нет.

• 5.11.4 Результаты измерений K_U, K_U(n), K_2U, K_0U должны быть представлены в виде:

• - значения контролируемого ПКЭ, являющегося границей, ниже которой находятся 95 % значений, измеренных за период измерений;

• - значения контролируемого ПКЭ, являющегося границей, ниже которой находятся 100 % значений, измеренных за период измерений.

• 5.11.5 Результаты измерений Df должны быть представлены в виде:

• - значений D^^ %) и Df_M(95 %), являющихся верхней и нижней границами диапазона, которому принадлежат 95 % значений отклонения частоты, измеренных за период измерений;

• - значений Df_нб(100 %) и D^m^tcc %) являющихся границами диапазона, которому принадлежат 100 % значений отклонения частоты, измеренных за период измерений;

• 5.11.6 Результаты измерений ^P st и P_lt должны быть представлены в виде значения контролируемого ПКЭ, являющегося границей, ниже которой находятся 100 % значений, измеренных за период измерений.

• 5.11.7 Форма представления результатов измерений ПКЭ по 5.11.3—5.11.6 является обязательной при всех видах испытаний КЭ в сферах, подлежащих государственному контролю (надзору).

Перечень ПКЭ, подлежащих контролю при проверке соответствия продукции, устанавливается государственными нормативными документами.

6 Мониторинг качества электрической энергии 6.1 Общие положения

Мониторинг КЭ (одиночные, периодические и непрерывные обследования КЭ и наблюдения за ПКЭ) проводят по планам сетевых организаций и потребителей ЭЭ при определении ТУ для технологического присоединения энергопринимающих устройств к электрической сети, допуске к эксплуатации энергопринимающих устройств искажающих потребителей, подготовке электрических сетей к сертификации ЭЭ, разработке мероприятий по улучшению КЭ и др. От целей мониторинга зависят его продолжительность, номенклатура измеряемых ПКЭ и других характеристик ЭЭ, требования к оценке результатов.

Основная задача периодического мониторинга КЭ состоит в периодической оценке сетевой организацией состояния КЭ в электрических распределительных сетях и использовании результатов мониторинга для принятия необходимых управляющих воздействий для поддержания необходимого уровня КЭ в точках передачи ЭЭ. При этом проводят измерения ПКЭ в точках мониторинга в установленных интервалах времени мониторинга и их сопоставление с нормами КЭ, в том числе при подготовке к обязательной сертификации ЭЭ и инспекционному контролю сертифицированной продукции.

Непрерывный мониторинг КЭ организуют и проводят в целях непрерывного наблюдения за значениями ПКЭ в точках мониторинга для оценки и/или управления качеством ЭЭ. При этом поступление информации о значениях ПКЭ и их близости к установленным нормам КЭ, а также о других параметрах ЭЭ осуществляется непрерывно от автономных стационарных СИ или автоматизированной информационно-измерительной системы сбора, обработки и хранения информации об оценках ПКЭ, состоянии объектов и СИ, передачи результатов мониторинга установленным получателям. Наличие системы, способной постоянно отслеживать и анализировать процессы, влияющие на КЭ, имеет большое значение для результативного управления КЭ. В рамках непрерывного мониторинга могут быть получены оценки не только ПКЭ, относящихся к продолжительным изменениям напряжения, но и важных событий в электрических сетях (провалов, прерываний напряжения и временных перенапряжений), а также данные для выявления причин нарушения КЭ, отыскания и устранения повреждений, вызывающих ухудшение КЭ, сопоставления результатов измерения со статистическими индексами КЭ (например, процентной доли значений ПКЭ в течение времени измерений, выходящих за предельные значения, или подсчетом событий нарушения КЭ в табличной форме) и др.

Цели и задачи мониторинга КЭ определяют требования к проектируемой системе мониторинга КЭ (СМКЭ) (см. раздел 7 настоящего стандарта).

• 6.2 Выбор пунктов мониторинга

6.2.1 Пункты входного мониторинга

В качестве ПМ выбирают границы раздела балансовой принадлежности двух сетевых организа -ций или иной пункт, ближайший к границе раздела, в котором могут быть проведены измерения значений ПКЭ.

Выбранные ПМ указывают в договоре на оказание услуг по передаче ЭЭ и/или в акте разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности.

6.2.2 Пункты мониторинга ЭЭ, передаваемой потребителям

• 6.2.2.1 ПМ отклонений напряжения

Для мониторинга положительного и отрицательного отклонений напряжения в качестве ПМ в ЦП выбирают секцию (систему шин), с учетом характера изменения нагрузки которой осуществляют централизованное регулирование напряжения в объединенной сети. При этом предварительно определяют граничные значения допускаемых отклонений напряжения в данном ПМ (см. приложение А). Из общего числа точек передачи ЭЭ потребителям в электрической сети одного ЦП выбирают электрически ближайшую к ЦП и наиболее удаленную от ЦП точки передачи ЭЭ по правилам 5.1.1—5.1.3.

Для правильного выбора ПМ важно располагать возможно более полной и точной информацией о сети, в том числе однолинейными схемами сетей с указанием всех необходимых параметров, характеристиками и схемами подключения ТН, данными о нагрузках, данными предыдущих мониторингов КЭ, с уточнением проблемных точек в сети. Для получения более достоверных результатов оценки суще -ствующего уровня КЭ возможно включение в план мониторинга дополнительных (промежуточных) ПМ. Проводимый периодический мониторинг используют также для проверки и обеспечения правильности настройки режима сети по напряжению, определения закона регулирования напряжения в ЦП, что важно для обеспечения требований к КЭ по отклонениям напряжения в точках передачи ЭЭ потребителям. По результатам периодического мониторинга КЭ проводят (если требуется) необходимые корректирующие мероприятия с последующей оценкой их результативности.

Положительные результаты периодического мониторинга могут быть представлены сетевой организацией в орган по сертификации при подаче заявки на обязательную сертификацию ЭЭ в составе доказательств того, что организация владеет управлением КЭ и обеспечивает достаточный уровень КЭ.

• 6.2.2.2 ПМ суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности

В качестве ПМ для измерений значений K_U и K_2U выбирают ТОП с искажающими потребителями.

Дополнительно рассматривают целесообразность мониторинга КЭ в ближайших ТОП, к которым присоединены восприимчивые к помехам энергопринимающие устройства потребителей, а также точки сети с установленными статическими компенсирующими устройствами.

• 6.2.2.3 ПМ коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности

В качестве ПМ для измерений значений K_0U выбирают точки передачи ЭЭ потребителям по четырехпроводным и пятипроводным трехфазным сетям, например шины трехфазного ВРУ здания или шины 0,4 кВ ТП 6—35/0,4 кВ.

Выбор конкретных ПМ в сети 0,38 кВ осуществляют с учетом результатов измерений токов в линиях 0,38 кВ и напряжений на шинах 0,4 кВ ТП 6—35/0,4 кВ, проводимых сетевой организацией в процессе эксплуатации электрических сетей в период сезонных максимальных и минимальных нагрузок. При этом в первую очередь выбирают ПК, в которых была зарегистрирована наибольшая несимметрия фазных токов и напряжений.

• 6.2.2.4 ПМ отклонения частоты напряжения

В качестве ПМ для измерений отклонения частоты Df выбирают любую удобную для контроля точку в рассматриваемой электрической сети.

• 6.2.2.5 ПМ кратковременной и длительной доз фликера

В качестве ПМ для мониторинга кратковременной и длительной доз фликера выбирают точки передачи ЭЭ, близко расположенные к ТОП неискажающих и искажающих потребителей, особенно большой мощности, или непосредственно ТОП.

• 6.2.2.6 ПМ КЭ в части случайных событий в электрических сетях

Для наблюдения и оценки характеристик прерываний, провалов напряжения и перенапряжений ПМ выбирают в точках передачи ЭЭ потребителям и в ТОП. Необходимо, однако, учитывать, что для статистических оценок указанных характеристик требуется длительный мониторинг до 1 года и более. Кратковременный периодический мониторинг для этой цели малоэффективен.

• 6.2.2.7 ПМ при рассмотрении претензий к КЭ

При рассмотрении претензий к КЭ ПМ выбирают в точке передачи ЭЭ потребителю или ближайшей к ней. При рассмотрении коллективных претензий потребителей, снабжаемых от одной ЛЭП, ПМ выбирают в ТОП с соответствующим расчетом уставок напряжений или в двух точках — в начале и в конце участка обследуемой ЛЭП, при этом испытания проводят синхронно.

При разработке графиков уровней напряжений и режимов работы системообразующей и распределительной сетей, а также в электрических сетях иных собственников владельцам ЦП, сетей и управляющим компаниям следует учитывать необходимость поддержания уровней напряжения в точках передачи конечному потребителю, подключенному напрямую или опосредованно через сети иных собственников, в диапазонах значений, установленных в ГОСТ 32144.

6.2.3 ПМ в электрических сетях потребителя

• 6.2.3.1 ПМ закупаемой/передаваемой ЭЭ

В качестве ПМ выбирают пункт на границе раздела балансовой принадлежности или иной пункт, ближайший к границе раздела, в котором могут быть проведены измерения значений ПКЭ.

• 6.2.3.2 ПМ отклонений напряжения

В качестве ПМ для измерений значений dU+y dU— (дополнительно к ПМ закупаемой/переда-ваемой ЭЭ по 6.2.3.1) выбирают выводы ЭП потребителя: ближайшего к границе раздела и наиболее удаленного от нее, а также выводы ЭП, характер нагрузок которых резко отличен от графиков нагрузки ЦП в интервалах времени наибольших и наименьших нагрузок, сообщаемых потребителю сетевой организацией.

При выборе ЭП потребителя рекомендуется использовать данные, полученные при расчетах и измерениях в соответствии с 6.2.2.1 и приложением А.

• 6.2.3.3 ПМ суммарного коэффициента гармонических составляющих напряжения и коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности

В качестве ПМ для измерений значений K_U и K_2U (дополнительно к ПМ закупаемой/передаваемой ЭЭ по 6.2.3.1) выбирают ТОП, к которым присоединены нелинейные и несимметричные ЭП.

• 6.2.3.4 ПМ коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности

В качестве ПМ для измерений значений K_0U выбирают 0,4 кВ ВРУ жилого здания, шины 0,4 кВ ТП, к которым присоединены несимметричные трехфазные нагрузки или одновременно трех- и однофазные нагрузки.

• 6.2.3.5 ПМ кратковременной и длительной доз фликера

В качестве ПМ выбирают ТОП искажающих и неискажающих потребителей ЭЭ (шины 6—35 кВ ПС, РП, шины 0,4 кВ ТП), а также шины ВРУ здания или шкафа ШРС сети 0,4 кВ.

6.3 Требования к продолжительности и периодичности измерений при проведении мониторинга КЭ

• 6.3.1 Сетевая организация и потребитель проводят периодический мониторинг КЭ, если не организован непрерывный мониторинг.

• 6.3.2 Рекомендуемая периодичность измерений положительного и отрицательного отклонений напряжения должна составлять:

• - в сети ЦП без автоматического регулирования напряжения — не реже 1 раза в полгода (зима — лето или осень — весна);

• - в сети ЦП с автоматическим регулированием напряжения или в сети ЦП с РПН и постоянным оперативным персоналом — не реже 1 раза в год (зима — лето следующего года или лето — зима следующего года), при отсутствии жалоб на КЭ в сети данного ЦП допускается сокращение периодичности до одного раза в два года.

• 6.3.3 Периодичность измерений остальных ПКЭ (за исключением отклонения частоты) — не реже одного раза в два года при отсутствии изменений электрической схемы сети и ее элементов в процессе эксплуатации и незначительных изменениях нагрузки искажающего потребителя. Периодичность измерений отклонений частоты при отсутствии организованного в сетевой организации непрерывного мониторинга этого ПКЭ проводят не реже двух раз в год в режимах наибольших и наименьших годовых нагрузок.

• 6.3.4 Продолжительность измерений:

- при периодическом мониторинге — не менее двух суток; при наличии в сети ЦП с автоматическим регулированием напряжения или в сети ЦП с РПН и постоянным оперативным персоналом допускается сократить продолжительность измерений до одних суток;

- при рассмотрении претензий к КЭ, когда рассматривается влияние искажающего потребителя — не менее двух суток;

- при допуске в эксплуатацию ЭП искажающих потребителей — не менее двух суток.

П р и м е ч а н и е 1 — Общая продолжительность измерений должна быть кратна интервалу времени рав -ному, 24 ч.

П р и м е ч а н и е 2 — При продолжительности измерений от одних до шести суток (включительно) соответствие нормативным значениям ПКЭ определяется для каждых календарных суток или интервалов времени равных 24 ч, входящих в общий интервал времени измерений.

П р и м е ч а н и е 3 — При продолжительности измерений, равной семи суткам или 168 часам, соответствие нормативным значениям ПКЭ определяется для семи суток или 168 часов в целом.

П р и м е ч а н и е 4 — Если интервал времени измерений превышает семь суток, то общая продолжитель -ность измерений должна быть кратна семи суткам, а соответствие нормативным значениям ПКЭ определяется для каждых семи суток или интервалов времени, равных 168 ч.

П р и м е ч а н и е 5 — Во всех случаях используются интервалы усреднения (объединения) результатов измерения, равные 10 мин, кроме длительной дозы фликера (2 часа) и отклонений частоты.

• 6.3.5 Периодический мониторинг отклонений напряжения проводят одновременно во всех выбранных в сети ЦП пунктах мониторинга.

• 6.3.6 Число маркированных данных не должно превышать 5 % числа значений ПКЭ, усредненных на 10-минутных интервалах, в каждые сутки из общего периода времени непрерывных измерений, установленного для периодического мониторинга (см. 6.3.4).

6.4 Требования к СИ при проведении мониторинга КЭ

При проведении мониторинга КЭ допускается применять СИ, соответствующие требованиям ГОСТ 30804.4.30, класс измерений А или S и ГОСТ 30804.4.7, класс I или II соответственно, имеющие свидетельство (сертификат) об утверждении типа и свидетельство о поверке. Измерения кратковременных и длительных доз фликера проводят с использованием фликерметра типа F1 или F3 (см. [1]) соответственно, имеющего свидетельство (сертификат) об утверждении типа и свидетельство о поверке.

При проведении мониторинга КЭ в сетях с номинальным напряжением свыше 1000 В с использованием ТН, требования к ним должны соответствовать 5.3.2.

П р и м е ч а н и е — При мониторинге КЭ с проведением измерений, на которые не распространяется сфера государственного регулирования обеспечения единства измерений, допускается использование СИ утвержденного типа, калиброванных, имеющих сертификат о калибровке или знак калибровки, нанесенный на СИ.

Требования, изложенные в 5.4—5.9 настоящего стандарта, следует выполнять и при проведении мониторинга КЭ с учетом того, что при использовании СИ для измерений класса S синхронизация времени СИ с помощью внешнего сигнала не требуется, а продолжительность и периодичность испытаний устанавливают в соответствии с 6.3.

6.5 Обработка результатов испытаний

• 6.5.1 При периодическом мониторинге производится статистическая обработка результатов измерений следующих ПКЭ: Ku, К_и(_П), K2U Кои, dU(_), dU(₊), Df, P_st и P_K в установленном интервале времени (см. 6.3.4). Результатами статистической обработки данных ПКЭ являются их статистические характеристики, которые используются для сравнения с нормативными значениями ПКЭ:

• - наибольшие значения 8U(_j, dU(₊);

• - границы интервалов, в которые входят соответственно 95 % и 100 % результатов измерений K_U, ^KU(n)^{, K}2U^{, K}0U^{, Df;}

• - границы интервалов, в которые входят 100 % результатов измерений P_st, P_lt;

• - относительное время превышения допускаемых значений ПКЭ, установленных для 95 % результатов измерений Т1;

• - относительное время превышения допускаемых значений ПКЭ, установленных для 100 % результатов измерений Т2.

• 6.5.2 Оценку неопределенности измерений ПКЭ проводят с учетом 5.10.2—5.10.5.

• 6.5.3 Полученные текущие значения ПКЭ сопоставляют с установленными нормами для оценки существующего уровня КЭ.

6.6 Оформление результатов испытаний

Результаты испытаний оформляют протоколом испытаний ЭЭ (далее — протокол).

Рекомендуемая форма протокола при периодическом мониторинге КЭ приведена в В.2 приложения В.

7 Система мониторинга качества электрической энергии 7.1 Общие положения

• 7.1.1 Применение СМКЭ является эффективным инструментом качественного электроснабжения населения и промышленности страны.

• 7.1.2 Назначением СМКЭ являются:

- непрерывный автоматизированный сбор и обработка данных, анализ и формирование отчетности по нарушениям КЭ с учетом требований п. 7.1.5;

- создание статистической базы данных КЭ (для информационной поддержки функционирования системы управления КЭ и включения требований к КЭ в договоры услуг по передаче и договоры купли/ продажи ЭЭ);

- поддержка процедуры подключения новых потребителей к сети в части соблюдения ими требований к КЭ;

- выявление (локализация) источников искажений (искажающих потребителей), оказывающих негативное влияние на КЭ в прилегающей электрической сети, с последующим выставлением требований (претензий) к таким потребителям по ослаблению негативного влияния на КЭ путем изменения режима/ схемы внутреннего электропотребления;

- формирование информационного обеспечения для построения системы автоматического (авто -матизированного) управления КЭ посредством использования оборудования по улучшению КЭ;

- поддержание в актуальном состоянии состава и значений нормируемых ПКЭ (периодический пересмотр нормативных требований к КЭ на базе накопленного опыта наблюдений и современных ожиданий населения по отношению к качеству жизни и промышленности — к эффективности и качеству технологических процессов производства).

• 7.1.3 Владельцем и основным пользователем СМКЭ является распределительная сетевая компания (РСК), на энергообъектах которой устанавливаются СИ или другие устройства с функциями измерения ПКЭ.

• 7.1.4 Пользователями СМКЭ могут выступать энергосбытовые организации, системный оператор ЕЭС, потребители оптового рынка ЭЭ и мощности (ОРЭМ), научно-исследовательские организации, органы по сертификации ЭЭ и другие организации, связанные с выполнением задач по контролю/мони-торингу соответствия КЭ нормативным требованиям. Информация о КЭ предоставляется посредством веб-доступа, перечень получателей информации о КЭ и объем предоставляемых данных определяются техническими регламентами обмена информацией между субъектами электроэнергетики.

• 7.1.5 При построении СМКЭ необходимо учитывать требования ГОСТ 30804.4.30, ГОСТ 30804.4.7, ГОСТ 32144 (см. также [1]). Следует также учитывать зарубежный опыт по построению СМКЭ и результаты проведения национальных обследований КЭ, а также тенденцию сближения национальных стандартов в области мониторинга КЭ с международными регламентирующими документами, в том числе [3].

7.2 Архитектура СМКЭ

• 7.2.1 Функционально СМКЭ должна обеспечивать сбор, хранение, проверку данных КЭ, их последующую обработку и публикацию результатов.

Рекомендуется визуализация текущих параметров качества электрической энергии с интервалом объединения 3 с (см. 7.4.2).

• 7.2.2 СМКЭ должна быть масштабируема, с гибкой архитектурой.

• 7.2.3 Информационные уровни СМКЭ включают в себя уровень энергообъекта (ПС, РП, ТП), уровень центра управления сетями (ЦУС) и исполнительного аппарата РСК.

• 7.2.4 Технологические уровни СМКЭ [места установки программно-технических комплексов (ПТК)] включают уровень энергообъекта и уровень ЦУС.

• 7.2.5 При разработке требований к аппаратному обеспечению каждого (основного и резервного) сервера базы данных следует учитывать необходимые объемы памяти. На сервере базы данных рекомендуется также предусмотреть временное хранение данных измерений КЭ за последние 30 дней для детального анализа нарушений КЭ.

• 7.2.6 В СМКЭ рекомендуется использовать формат PQDIF представления и передачи данных КЭ (см. [3]). Также система должна обеспечивать работу с файлами формата XML, XLS/CSV, Comtrade.

• 7.2.7 СМКЭ должна обеспечивать веб-доступ к данным КЭ. Должны быть обеспечены условия для внедрения отчетности в режиме «он-лайн», доступной через сеть Интернет.

• 7.2.8 Для экономичного технического обслуживания СМКЭ должна обладать удаленной системой диагностики, обеспечивающей наряду с событиями КЭ передачу информации о состоянии СИ, серверного оборудования, устройств синхронизации времени и других компонентов.

• 7.2.9 СМКЭ должна включать в себя средства обеспечения информационной безопасности (ИБ) функционирования и использования данных системы в соответствии с политикой ИБ.

7.3 Интеграция СМКЭ с другими технологическими системами

• 7.3.1 Должны быть обеспечены условия для последующей интеграции СМКЭ ФСК, РСК, а также СМКЭ потребителей в единую СМКЭ.

• 7.3.2 Источниками внешних данных для СМКЭ являются СИ на энергообъектах (результаты измерений), а также:

- параметры основного оборудования ПС и ЛЭП для аналитических расчетов, схемы ПС и элек -трических сетей для визуализации измерений КЭ и результатов обработки данных;

- информация о положении коммутационных аппаратов, сигналы срабатывания релейной защиты и автоматики для автоматизации анализа влияния схемы и режимов работы сети и потребителей на КЭ;

- информация о сроках проведения ремонтов оборудования ПС и ЛЭП для корректного формирования долгосрочных отчетов и автоматизации анализа влияния плановых отключений оборудования сетей на КЭ;

- осциллограммы токов и напряжений в формате Comtrade, зарегистрированных при технологических нарушениях в сети, для автоматизации комплексного анализа КЭ.

• 7.3.3 На уровне ПС передача данных КЭ может осуществляться в АСУ ТП ПС, в первую очередь технологической информации о состоянии ПТК СМКЭ. В АСУ ТП ПС могут быть предусмотрены мнемокадры с отображением основных характеристик КЭ для персонала ПС, если это технически целесообразно. В целом объем и дискретность транслируемых данных из СМКЭ определяются стандартами и техническими регламентами на АСУ ТП ПС.

7.4 ПКЭ и параметры, измеряемые в СМКЭ

• 7.4.1 В таблице 1 представлен перечень нормированных ПКЭ и ненормированных показателей случайных событий согласно ГОСТ 32144 с указанием методов измерений.

Т а б л и ц а 1 — Перечень измеряемых ПКЭ в СМКЭ с указанием методов измерений

Наименование ПКЭ, электрической величины ГОСТ 32144	Метод измерения	Класс1) измерения (А, S) или точности СИ (I, II)
1 Отклонение частоты	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.1	А (S)
2 Отрицательное/положительное отклонения напряжения	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.12. Интервал объединения 10 мин	А (S)
3 Суммарный коэффициент гармонических составляющих напряжения	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.8; ГОСТ 30804.4.7, подраздел 3.2. Интервал объединения 10 мин	А (S) I (II)
4 Кратковременная доза фликера	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.3. Интервал объединения 10 мин	А (S) Тип прибора F1 (F3)
5 Длительная доза фликера	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.3. Интервал объединения 2 ч	А (S) Тип прибора F1 (F3)
6 Коэффициенты гармонических составляющих, не менее 40	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.8. ГОСТ 30804.4.7, раздел 5. Интервал объединения 10 мин	А (S) I (II)

Окончание таблицы 1

Наименование ПКЭ, электрической величины ГОСТ 32144	Метод измерения	Класс1) измерения (А, S) или точности СИ (I, II)
7 Коэффициент несимметрии напряжений по обратной последовательности	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.7. Интервал объединения 10 мин	А (S)
8 Коэффициент несимметрии напряжений по нулевой последовательности	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.7. Интервал объединения 10 мин	А (S)
9 Коэффициенты интергармониче -ских составляющих напряжения	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.9; ГОСТ 30804.4.7, приложение А	I (II)
10 Глубина и длительность провала напряжения	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.4	А (S)
11 Максимальное значение/коэффици-ент и длительность перенапряжения	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.4	А (S)
12 Длительность прерывания напряжения	ГОСТ 30804.4.30, подраздел 5.5	А (S)
1) В зависимости от требований к СМКЭ. П р и м е ч а н и е — Допускается использовать и другие характеристики для анализа КЭ [3].

• 7.4.2 Кроме того, в соответствии с ГОСТ 30804.4.30 измеряются текущие параметры качества электрической энергии:

- фазные/междуфазные напряжения (среднеквадратичные значения);

- силы фазных токов (среднеквадратичные значения);

- гармоники напряжений и токов;

- активная, реактивная и полная мощности для каждой фазы и суммарные;

- коэффициенты мощности;

- суммарные коэффициенты гармонических составляющих напряжений и токов;

- коэффициенты несимметрии по обратной и нулевой последовательности.

7.5 Выбор мест установки СИ в СМКЭ

• 7.5.1 Рекомендуемые места установки СИ в СМКЭ:

- точки общего присоединения (общие шины 0,4—220 кВ, к которым присоединены линии, питающие электроустановки разных потребителей);

- границы раздела между передающими (ФСК) и распределительными сетями (на шинах подстан -ции передающей сети, питающей распределительную сеть);

- шины (линии), с которых осуществляется электроснабжение потребителей, имеющих выпрями -тельные установки, плавильные печи, прокатные станы, частотно-регулируемые привода;

- шины, с которых осуществляется электроснабжение потребителей, предъявляющих претензии к нарушению КЭ;

- линии, питающие потребителей ОРЭМ;

- выбранные точки передачи ЭЭ пользователям сети/потребителям ЭЭ;

- точки присоединения возобновляемых источников энергии, в первую очередь ветровых электростанций.

• 7.5.2 Особое внимание необходимо уделять крупным объектам с нелинейными нагрузками, таким как алюминиевые и сталеплавильные заводы, подключенным на высоком напряжении (110—220 кВ). Данный вид потребителей является основным источником гармоник и колебаний напряжения (фликера) для прилегающей сети.

• 7.5.3 При выборе мест установки СИ также необходимо учитывать результаты периодического мониторинга КЭ, в результате которого были идентифицированы источники искажений.

7.6 Требования к СИ в СМКЭ

• 7.6.1 В зависимости от вида и степени сложности задач, решаемых с помощью СМКЭ, в ней могут использоваться СИ, соответствующие требованиям ГОСТ 30804.4.30, класс S, и ГОСТ 30804.4.7, класс II, либо СИ, соответствующие требованиям ГОСТ 30804.4.30, класс А, и ГОСТ 30804.4.7, класс I. Во втором случае должна осуществляться синхронизация времени СИ с помощью соответствующих устройств (например, приемников систем ГЛОНАСС или GPS). Использование ГЛОНАСС (GPS) — синхронизируемых СИ позволяет реализовать синхронное измерение фаз гармоник в узлах сети для последующего создания высокоточной, адекватной (в части источников нелинейных искажений) математической модели сети для расчета и анализа несинусоидальных режимов.

• 7.6.2 СИ могут осуществлять запись форм сигналов при возникновении случайных событий (провалы, перенапряжения, прерывания напряжения). Возможность записи формы сигнала также может быть обеспечена при срабатывании триггеров от внешних источников.

• 7.6.3 Используемые в СМКЭ СИ могут соответствовать следующим функциональным требованиям:

- возможность перенастройки для приведения параметров в соответствие с действующим (при -меняемым) стандартам на нормы КЭ;

- возможность записи тревог;

- веб-доступ;

- интерфейс Ethernet;

- интерфейс RS-485.

• 7.6.4 Весь объем данных от СИ, установленных на энергообъектах, должен передаваться в профильное подразделение сетевой организации, в том числе в ЦУС, где осуществляется хранение, обработка и анализ данных КЭ, полученных со всех приборов СМКЭ.

• 7.6.5 В ПМ в электрической сети среднего и высокого напряжений СИ должны присоединяться через ТН и ТТ, класс точности обмоток которых не ниже 0,5.

7.7 Рекомендации по обработке данных КЭ в СМКЭ

• 7.7.1 Расчет статистических характеристик КЭ проводят в следующем порядке: параметр с 95 %-ной вероятностью за сутки (24 ч) и за неделю (168 ч) рассчитывают на базе массива измерений дискретностью 10 мин.

• 7.7.2 Формирование отчетности по результатам непрерывного мониторинга должно осуществляться за месяц, квартал и год.

• 7.7.3 Оценки КЭ необходимо формировать на различных уровнях сети: точка контроля, энергообъект (ТП, РП, ПС), группа энергообъектов, район электрической сети, в целом по энергокомпании. В итоге должна быть сформирована многоуровневая система отчетности.

Верхний уровень отчетности рекомендуется представлять двумя разделами:

- оценка числа энергообъектов, по которым были зафиксированы нарушения норм КЭ (пример — таблица 2);

- характер изменений ПКЭ (в течение месяца, квартала, года и более) для отслеживания их изменений с течением времени.

Т а б л и ц а 2 — Пример представления сводных данных по нарушениям КЭ В процентах

Показатели		Энергообъекты низкого напряжения (общее количество)	Энергообъекты среднего напряжения (общее количество)
Напряжение	dU(-), dU(+)	10	7
Несимметрия	K2U	2	2
Фликер	Pst	5	0
	Plt	5	0
Гармоники	KU, KU(n)	15	12
Провалы	Длительность, глубина	0	0

Приложение А

(рекомендуемое)

Допускаемые значения положительного и отрицательного отклонений напряжения в пунктах контроля/мониторинга КЭ

А.1 В соответствии с ГОСТ 32144 нормы КЭ по dU— и dU(₊) установлены в точках передачи ЭЭ (см. рисунок А.1).

1, 7 — ВРУ; 2 — шины 0,4 кВ ТП; 3, 5 — шины 6 —35 кВ ТП; 4 — шины 6 —35 кВ ПС; 6 — шины 35 —220 кВ ПС (ЦП)

Рисунок А.1 — Схема распределительной электрической сети

А.2 Если измерения dU(_) и dU(₊) осуществляют в точке электрической сети, электрически смещенной относительно точки передачи ЭЭ пользователю сети (например, вместо ВРУ на шине 0,4 кВ ТП или при мониторинге КЭ на шине 6—35 кВ ПС) необходимо определить допускаемые граничные значения отклонений напряжения в данной точке измерения с учетом влияния потерь напряжения на участке линии от точки измерения до точки передачи ЭЭ. Поскольку потери напряжения на одном и том же участке линии зависят от нагрузки (тока в линии), указанные граничные значения требуется определить для режимов наибольших и наименьших нагрузок.

А.3 Интервалы времени наибольших и наименьших нагрузок ЦП определяют по результатам мониторинга, проводимого в данной сети (см. рисунок А.1), или известного для данной сети суточного графика нагрузки.

Интервал времени наибольшей нагрузки: временной отрезок суток, в течение которого действительная суточная мощность нагрузки S больше ее среднего значения 5_ср. Интервал времени наименьшей нагрузки: временной отрезок суток, в течение которого действительная суточная мощность нагрузки S меньше среднего значения 5_ср.

dU(₊), dU(_) — допускаемые значения положительного и отрицательного отклонений dU(₊) и dU(_) в режиме наибольших нагрузок;

dU(₊), dU(_) — допускаемые значения положительного и отрицательного отклонений dU(₊) и dU(_) в режиме наименьших нагрузок.

А.4 ПК/ПМ могут быть в примере на рисунке А.1 точки 1 —7, в числе которых точки передачи ЭЭ потребителям 1, 5, 7.

Допускаемые значения dU(₊) и dU(_) в ПК/ПМ определяют по формулам, приведенным в таблице А.1, по результатам расчетов потерь напряжения по всем присоединениям (фидерам) сети к ЦП, пример которой приведен на рисунке А.1.

ПК/ПМ, его номер в схеме на рисунке А.1, обозначе-ние отклонения напряжения в этом ПК/ПМ	Границы допускаемых значений положительного и отрицательного отклонений напряжения в ПК/ПМ
	Режим наибольшей нагрузки		Режим наименьшей нагрузки		Суточный режим
	Верхняя граница	Нижняя граница	Верхняя граница	Нижняя граница	Верхняя граница	Нижняя граница
Ввод в дом (ВРУ), точка передачи ЭЭ (1), 8ОВРУ, %	8О(+)		8О(+)	SO(_)	8О(+)	SO(_)
Шины 0,4 кВ ТП(2), 8(Утп(0 4), %	8^(+) + <.н.б	51У(_)-Д(У|н.н.у	8^(+) + А^.н.б	5(У(_)-Д^.н.у	8^(+)+А^.Н.б	б^-Д^у
Шины 6—35 кВ ТП, (3), 8^ТП(6-35)’ °/о	8^ТП(0,4)в + А^Т _ ЕТ	8^ТП(0,4)н _ А^Т + ЕТ	8^ТП(0,4)в + А^Т _ ЕТ	8^ТП(0,4)н _ А^Т + ЕТ	8^ТП(0,4)в + А^Т _ ЕТ	8^ТП(0,4)н _ А^Т + ЕТ
Шины 6—35 кВ РП, 85/рп, или шины 6—35 кВ ПС(4), 8ОПС, %	8^ПС(6-35)б.в + А^с.н.б	8^ПС(6-35)у.н _ А^с.н.у	8^ПС(6-35)б.в + А^с.н.б	8^ПС(6-35)у.н _ А^с.н.у	8^ПС(6-35)б.в + А^с.н.б	8^ПС(6-35)у.н _ А^с.н.у

Обозначения в таблице А.1: А(У_{Н н б}(А(У_н ) — потери напряжения в сети низкого напряжения от ТП до ближайшей (наиболее удаленной) точки передачи ЭЭ, %; AU_{C н б}(А(У_{с н} ) — потери напряжения в сети среднего напряжения от ЦП до ближайшей (наиболее удаленной) ТП, %; Е_т —добавка напряжения на Т_р в ТП, соответствующая установленному на нем регулировочному ответвлению, %; 'f¹¹) — верхний индекс, соответствующий режиму наибольших (наименьших) нагрузок ЦП.

А.5 Потери напряжения на участке сети от точки передачи ЭЭ до ПК/ПМ могут быть определены на основе непосредственных измерений напряжений в точке передачи ЭЭ и ПК/ПМ или расчетом на основе данных о нагрузках в сети и параметрах элементов сети.

При проведении расчетов могут быть использованы следующие рекомендации.

А.5.1 В режиме наибольших нагрузок определяют следующие потери напряжения:

• - в сети низкого напряжения, присоединенной к ТП, — DU_{H н}б и DU_{H н} у;

• - в сети среднего напряжения — DU _нб и DU _н у;

• - в трансформаторах ТП — DU[ .

А.5.2 С достаточной для практических расчетов точностью потери напряжения в элементах сети в режиме наименьших нагрузок ЦП могут быть определены по формулам:

DU¹¹ = eDU¹, %;                                                       (А.1)

в = S^II/S^I, %,                                                              (А.2)

где S^I, S^II — мощности нагрузки элемента сети в режиме наибольших и наименьших нагрузок ЦП соответственно;

DU^I, DU^II — потери напряжения на элементе сети в режиме наибольших и наименьших нагрузок ЦП соответственно.

А.5.3 Границы допускаемых значений положительного и отрицательного отклонений напряжения в ЦП (см. нижнюю строку таблицы А.1) определяют с учетом потерь напряжения в сети и установленных регулировочных ответвлений Тр (значений добавки напряжения E_T). При этом совместный режим напряжений в ЦП должен соответствовать требованиям всех потребителей.

Для правильного расчета потерь напряжения в сети и диапазонов отклонений напряжения в ЦП рекомендуется следующий порядок выбора регулировочных ответвлений трансформаторов ТП:

• - разделяют присоединенную к ЦП распределительную сеть на зоны шириной 2,5 % по потере напряжения от шин ЦП до ближайшей к шинам низкого напряжения ТП точки передачи электроэнергии;

• - принимают в каждой зоне для трансформаторов ТП одно и то же регулировочное ответвление. На трансформаторах, присоединенных к распределительной сети в зоне потерь напряжения от 0 % до 2,5 %, — регулировочное ответвление № 1, в зоне потерь напряжения от 2,5 % до 5 % — № 2, от 5 % до 7,5 % — № 3 и т. д.;

• - определяют границы допускаемых значений отклонения напряжения в ЦП (см. таблицу А.1, строка 5), исходя из существующих потерь напряжения в сети и принятых регулировочных ответвлений трансформаторов;

• - проверяют соответствие границ допускаемых значений отклонения напряжения в ЦП с фактически поддерживаемым режимом напряжения в ЦП и, при необходимости, проводят коррекцию регулировочных ответвлений сетевых трансформаторов или закона регулирования в ЦП в целях обеспечения требований ГОСТ 32144 в точке передачи ЭЭ.

Значения добавки напряжения Е_т соответствующее выбранному регулировочному ответвлению Тр в ТП, приведены в таблице А.2.

Т а б л и ц а А.2 — Значения добавки напряжения Ет в зависимости от регулировочных ответвлений Тр в ТП

Регулировочное ответвление обмотки первичного напряжения			Напряжение на обмотке вторичного напряжения при ивн = 10 кВ (округл.), В	Значение Ер %
Порядковый номер ответвления	Обозначение на трансформаторе, %	Коэффициент трансформации при ивн = 10 кВ		Точное	Округленное
1	+5	26,25	380	0,25	0
2	+2,5	25,625	390	2,7	2,5
3	0	25	400	5,26	5
4	-2,5	24,375	410	7,96	7,5
5	-5	23,75	420	10,8	10

А.5.4 Если в качестве ПК/ПМ выбраны шины 35—220 кВ ПС, то диапазон допускаемых значений отклонений напряжения определяют при коэффициентах трансформации, соответствующих двум крайним положениям РПН (ПБВ):

1) для режима наибольших нагрузок ЦП:

2) для режима наименьших нагрузок ЦП:

где dUnc_B, d^n с_н, % — верхняя и нижняя границы допускаемых значений отклонений напряжения на шинах 6—35 кВ ПС, определенные в соответствии с нижней строкой в двух последних графах таблицы А.1;

и_ном н- и_{ном в} — номинальные напряжения сетей, присоединенных к шинам ПС35 —220/6 —35 кВ;

Кт_{р к}р — коэффициент трансформации Ip в ПС при двух крайних положениях РПН (ПБВ);

Аи'тркр (А^трир), % — наибольшие (наименьшие) потери в Т_р ПС в режиме наибольших (наименьших) нагрузок ЦП при двух крайних положениях РПН (ПБВ).

А.5.5 При определении границы допускаемых значений отклонений напряжения в точке сети, не указанной в таблице А.1, учитывают потери напряжения между ПК/ПМ, указанным в таблице А.1, и выбранной точкой сети.

А.5.6 Значение положительного отклонения напряжения не должно превышать значения отклонения напряжения, соответствующего наибольшему рабочему напряжению для сети напряжения данного класса.

Приложение Б

(рекомендуемое)

Методика определения мощности нагрузки и коэффициента мощности вторичных цепей ТН в условиях эксплуатации³

Б.1 Общие положения

Б.1.1 В трехфазных сетях общего назначения с изолированной нейтралью и напряжением 6—35 кВ однофазные незаземляемые и заземляемые двух- и трехобмоточные и трехфазные двух- и трехобмоточные ТН включают по схемам, представленным на рисунках Б.1 —Б.4.

A, B, C — фазы первичной обмотки ТН; a, b, c — фазы основной вторичной обмотки ТН

Рисунок Б.1 — Схема включения однофазных незаземляемых двухобмоточных трансформаторов в трехфазных сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3—35 кВ

A, B, C — фазы первичной обмотки ТН; a, b, c — фазы основной вторичной обмотки ТН

Рисунок Б.2 — Схема включения однофазных заземляемых и трехфазных заземляемых двухобмоточных трансформаторов в трехфазных сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3—35 кВ

A, B, C — фазы первичной обмотки ТН; a, b, c — фазы основной вторичной обмотки ТН; а_Д, х_Д — фазы дополнительной вторичной обмотки ТН

Рисунок Б.3 — Схема включения трехфазных трехобмоточных трансформаторов в трехфазных сетях

с изолированной нейтралью и напряжением 3—35 кВ

A, B, C — фазы первичной обмотки ТН; a, b, c — фазы основной вторичной обмотки ТН; ^ад, ^ХД — фазы дополнительной вторичной обмотки ТН

Рисунок Б.4 — Схема включения однофазных заземляемых трехобмоточных трансформаторов в трехфазных сетях с изолированной нейтралью и напряжением 3—35 кВ

Б.1.2 Для обеспечения безопасности персонала основные вторичные обмотки ТН заземляют (см. рисунки Б.1—Б.4). В условиях эксплуатации вместо заземления нулевой точки вторичных обмоток, соединенных в звезду, часто применяют заземление одной из фаз, как правило, фазы b.

Б.1.3 Для каждого ТН установлен один или несколько классов точности в зависимости от номинальных мощностей трансформатора в соответствии с ГОСТ 1983.

За номинальные мощности двухобмоточных ТН принимают мощности вторичной обмотки трансформатора, а трехобмоточных ТН — суммарную мощность основной и дополнительной вторичных обмоток. В трехобмоточном ТН дополнительная вторичная обмотка предназначена для питания цепей защитных устройств и контроля изоляции сети.

Для трехфазных ТН за номинальные мощности принимают трехфазные мощности. Классы точности для трехфазных трехобмоточных ТН установлены только для основной вторичной обмотки.

Для однофазных трехобмоточных ТН классы точности установлены для обеих вторичных обмоток.

Б.1.4 В зависимости от конкретного применения ТН и схем включения (см. рисунки Б.1—Б.4) используют схемы соединения нагрузок ТН для трехпроводной вторичной цепи, представленные на рисунках Б.5 и Б.6.

a, b, c — фазы основной вторичной обмотки ТН; I_a, I_b I_c — фазные токи; I_ab, I_bc — междуфазные токи; Z_ab, Z_bc — междуфазные нагрузки

Рисунок Б.5 — Схема соединения нагрузок ТН открытым треугольником для трехпроводной вторичной цепи

a, b, c — фазы основной вторичной обмотки ТН; I_a, I_b, I_c — фазные токи; I_ab, I_bc, I_ca — межфазные токи; Z_ab, Z_bc, Z_ca — межфазные нагрузки

Рисунок Б.6 — Схема соединения нагрузок ТН треугольником для трехпроводной вторичной цепи

Схема соединения нагрузок ТН для четырехпроводной вторичной цепи представлена на рисунке Б.7.

a, b, c — фазы основной вторичной обмотки ТН; N — нейтраль; I_a, I_b, I_c — фазные токи; Z_a, Z_b, Z_c — фазные нагрузки

Рисунок Б.7 — Схема соединения нагрузок ТН для четырехпроводной измерительной цепи

Б.1.5 Значение полной мощности нагрузки ТН должно быть в интервале допускаемых значений для требуемого класса точности по 5.3.2.

Б.1.6 Проверку выполнения требований Б.1.5 проводят следующим образом.

При использовании однофазных двухобмоточных ТН (см. рисунки Б.1 и Б.2) определяют полные мощности наиболее и наименее загруженных фаз ТН и сравнивают значения мощностей их нагрузок с номинальными значениями мощности нагрузки для интервала допускаемых значений в заданном классе точности.

При использовании трехфазных двухобмоточных ТН определяют полные мощности наиболее и наименее загруженных фаз и их утроенные значения сравнивают с номинальными значениями мощности нагрузки ТН для интервала допускаемых значений в заданном классе точности.

При использовании трехфазных трехобмоточных ТН (см. рисунок Б.3) утроенные значения полной мощности наиболее и наименее загруженных фаз ТН суммируют со значением полной мощности дополнительной вторичной обмотки и сравнивают с номинальными значениями мощности нагрузки ТН для интервала допускаемых значений в заданном классе точности.

Использование утроенной мощности только наиболее загруженной фазы для определения мощности нагрузки трехфазных ТН приводит к завышенным результатам.

При использовании однофазных трехобмоточных ТН (см. рисунок Б.4) значения полных мощностей наиболее и наименее загруженных ТН суммируют со значением полной мощности дополнительной вторичной обмотки и полученные значения сравнивают с предельными значениями мощности нагрузки для интервала допускаемых значений в заданном классе точности.

Б.1.7 При невыполнении требований Б.1.6 мощность трехфазной нагрузки основных вторичных обмоток ТН S₃ определяют по результатам измерений активных и реактивных мощностей фаз по формулам:

P3 = Pa + Pb + Pc,

Q₃ = Q_a + Q_b + Q_c,

S3 = у[^р3 + Q3²,

^P3

cos j3 = —

^S3

где P₃, Q₃ — расчетные активная и реактивная составляющие полной мощности (далее — активная и реактивная мощности), Вт;

S₃ — полная мощность нагрузки трехфазного ТН, В-А;

cos j₃ — расчетный коэффициент мощности трехфазного ТН.

Если фактическая нагрузка ТН менее 25 % или более 100 % ее нормированного номинального значения, то для обеспечения заданного класса точности ТН необходимо проведение операции нормализации нагрузки его вторичной измерительной цепи.

Б.2 Требования безопасности

При выполнении измерений соблюдают требования безопасности, изложенные в 5.5.

Б.3 Требования к квалификации операторов

Требования к квалификации операторов — в соответствии с 5.6.

Б.4 Условия измерений

Условия измерений — в соответствии с 5.7.

Б.5 Подготовка к проведению измерений

Для проведения измерений мощности нагрузки ТН:

- определяют место, в котором имеется возможность подключения прибора для измерения мощности нагрузки вторичной цепи ТН;

- размещают и заземляют прибор для измерения мощности нагрузки;

- собирают схему измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТН, представленную на рисунке Б.8;

- проводят подготовку и проверку режимов работы СИ в соответствии с РЭ.

Рисунок Б.8 — Схема измерений мощности нагрузки вторичных цепей ТН

Б.6 Проведение измерений

Проведение измерений мощности нагрузки ТН включает в себя следующие операции:

- ввод уставки в СИ: коэффициенты трансформации по напряжению и току должны быть равны 1;

- проведение однократных измерений;

- вывод на печатающее устройство результатов измерений полной, активной и реактивной мощностей, напряжения, тока в каждой фазе. Результаты измерений вносят в таблицу Б.1.

Т а б л и ц а Б.1 — Результаты измерений

Измеряемая величина	Фаза
	a	b	c
Напряжение, В
Ток, А
Полная мощность, В-А
Активная мощность, Вт
Реактивная мощность, В-А
Коэффициент мощности

Б.7 Обработка (вычисление) результатов измерений

Обработка (вычисление) результатов измерений мощности нагрузки ТН включает в себя следующие операции:

а) приведение полной S_iK и, при необходимости (см. Б.1.7), активной P_iK и реактивной Q_ik мощности фазной нагрузки ТН к номинальному напряжению вторичной обмотки ТН (100А/3, 100 В) по формулам:

(Б.7)

где S,, P, Qi — измеренные значения полной, активной и реактивной мощностей фазной нагрузки ТН;

Ui — измеренное значение i-го фазного напряжения ТН;

• i — обозначение фазы (a, b или с);

б) выбор наиболее и наименее загруженных фаз по значениям полной мощности фазы;

в) сравнение полученных значений полной мощности с предельными значениями мощности нагрузки однофазных ТН в заданном классе точности или утроенных значений полной мощностей наиболее и наименее загруженных фаз с предельными значениями нагрузки трехфазных ТН;

г) при невыполнении требований Б.1.5 для трехфазных ТН определение расчетных активной, реактивной, полной мощности нагрузки трехфазного ТН и расчетного коэффициента мощности по формулам (Б.1) —(Б.4); сравнение полученного по формуле (Б.3) значения полной мощности с предельными значениями мощности нагрузки трехфазных ТН в заданном классе точности.

Б.8 Оформление результатов измерений

Б.8.1 Результаты измерений мощности нагрузки ТН при проведении контроля КЭ оформляют в виде приложения к протоколу испытаний ЭЭ, содержащего таблицу с результатами измерений и заключение о соответствии или несоответствии результатов измерений установленным требованиям (см. приложение 2 к протоколу испытаний электрической энергии).

Приложение В

(рекомендуемое)

Формы протоколов испытаний электрической энергии

В.1 При проверке соответствия ПКЭ нормам ГОСТ 32144 с измерениями ПКЭ в точке передачи электриче-

ской энергии

ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ ЛАБОРАТОРИЯ _______ (ИЛ ________)

Аттестат аккредитации №, _____________

выдан «____»_______201__ г.

срок действия до «____»________201__ г.

«Утверждаю»

Руководитель ИЛ _____________________

(Ф.И.О.)

«___»____________ 201__ г.

Протокол № ___от ______ испытаний электрической энергии на соответствие требованиям ГОСТ 32144—2013 в электрических сетях

(наименование организации)

(на ___ листах)

Настоящий протокол испытаний относится только к электрической энергии в пункте контроля, указанном в пункте 3 протокола, за период испытаний, определенный в пункте 4 протокола.

Полная или частичная перепечатка настоящего протокола испытаний без разрешения ИЛ _______ не до

пускается.

1 Заказчик испытаний

Наименование

Юридический адрес

• 2 Цель испытаний

Проверка соответствия показателей качества электрической энергии требованиям, установленным ГОСТ 32144.

(Перечень ПКЭ со ссылками на подразделы ГОСТ 32144).

• 3 Идентификационные данные пункта контроля

Место (обозначение) в схеме

Адрес

Центр питания (полное обозначение, с указанием номеров секций шин, номинального напряжения распределительной сети)

• 4 Сроки проведения испытаний:

с «___»_____201_ г.       (ч, мин)

по «___»_____201_г.       (ч, мин).

• 5 Методика испытаний

Испытания проводились в соответствии с ГОСТ 32144 (ссылки на подразделы), ГОСТ 30804.4.30 (ссылки на подразделы).

6 Условия проведения испытаний

№ п/п	Наименование	Результат измерений		Рабочие условия эксплуатации СИ
		наименьшее	наибольшее	наименьшее	наибольшее
1	Температура окружающего воздуха, °С
2	Атмосферное давление, кПа
3	Относительная влажность, %
4	Напряжение питания, В
5	Частота напряжения питающей сети, Гц

7 Перечень средств измерений (СИ)

№ п/п	Наименование СИ	Тип СИ	Заводской номер	Номер свидетельства о поверке, дата очередной поверки
1	Прибор для измерения показателей качества ЭЭ
2	Прибор(ы) для измерения атмосферного давления, температуры и влажности

П р и м е ч а н и е — При необходимости применения ТН таблицу дополняют данными используемого типа ТН. Допускается приводить их в приложении к протоколу результатов измерений «Определение мощности нагрузки и коэффициента мощности вторичных цепей измерительного трансформатора напряжения» (см. приложение 2 к протоколу испытаний)

8 Границы допускаемой погрешности СИ

№ п/п	Наименование измеряемого показателя	Основная погрешность Лосн	Температура окружающего воздуха, Т, (°C)	Дополнительная температурная погрешность Лдоп.Т
1
2
3			7"min — 7"max
	(В соответствии с пунктом 2 протокола)

Границы суммарной погрешности СИ в соответствии с паспортом:

±^Лсумм = ± ^(Лосн^+ЛДоп.Т⁾’

9 Заключение

Измерения проведены в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.30, класс А. Из результатов испытаний ЭЭ на соответствие требованиям ГОСТ 32144 в пункте контроля, указанном в пункте 3 протокола, за период времени, установленного в пункте 4 протокола, следует, что значения показателей качества электрической энергии:

(ПКЭ из пункта 2 протокола, с указанием «соответствует/не соответствует установленным требованиям»)

10 Приложение

• 10.1 Результаты измерений показателей качества ЭЭ за период измерений.

• 10.2 Определение мощности нагрузки и коэффициента мощности вторичных цепей измерительного трансформатора напряжения

• 10.3 Маркированные данные посуточно.

Инженер-испытатель _________________(Ф.И.О.)

(подпись)

Техник-испытатель _________________ (Ф.И.О.)

(подпись)

Приложение 1 к Протоколу измерений №

Период проведения измерений:           ДД.ММ.ГГ ЧЧ:ММ - ДД.ММ.ГГ ЧЧ:ММ

Т а б л и ц а 1 — Результаты измерений отклонений напряжения

Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение		Т2
Напряжение фазное А (междуфазное AS)
dU-}, %
dU(+), %
Напряжение фазное В (междуфазное ВС)
dU(-), %
dU(+), %
Напряжение фазное С (междуфазное СА)
dU(-), %
dU(+), %
Неопределенность измерений
Обозначение	Оценка		Допускаемое значение
U₽dU %

Т а б л и ц а 2 — Результаты измерений отклонений частоты

ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение		Tv %	T2, %
D4(95 %), Гц
Д^н(95 %), Гц
Д^нб(100 %), Гц
Мш(100 %), Гц
Неопределенность измерений
Обозначение	Оценка		Допускаемое значение
ГЦ

Т а б л и ц а 3 — Результаты измерений коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности

Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение		T1, %	т2, %
K2U(95 %), %
K2U(100 %), %
Неопределенность измерений
Обозначение	Оценка		Допускаемое значение
ирК2и, %

Т а б л и ц а 4 — Результаты измерений коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности (для четырехпроводной трехфазной сети)

Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение	Ty,%	T2,%
K0U(95 %), %
K0U(100 %), %

Окончание таблицы 4

Обозначение ПКЭ Результат измерений Нормативное значение      T1,%       T2,%
Неопределенность измерений
Обозначение	Оценка	Допускаемое значение
UpK0U, %

Т а б л и ц а 5 — Результаты измерений суммарных коэффициентов гармонических составляющих фазных (между-фазных) напряжений

Обозначение ПКЭ	Напряжение А (АВ)			Напряжение В (ВС)			Напряжение С(СА)				Нормативное значение
	Результат измерен.	т1- %	T2, %	Результат измерен.	т1- %	T2, %	Результат измерен.		т1- %	T2, %
KU(95 %), %
KU(100 %), %
Неопределенность измерений
Обозначение			Оценка					Допускаемое значение
ирки %

Т а б л и ц а 6 — Результаты измерений коэффициентов гармонических составляющих фазных (междуфазных) напряжений порядка n

п

Результат измерений, %

Нормативное значение

Напряжение А (АВ)

Напряжение В (ВС)

Напряжение С(СА)

KUn(95 %)

Ku;n)(100 %)

T1

T2

KU(n)(95 %)

KU(n)(100 %)

T1

T2

KU(n)(95 %)

КЦл)(100 %)

T1

T2

KU(n)(95 %)

KU(n)(100 %)

2

40

Неопределенность измерений

Обозначение

Оценка

Допускаемое значение

ирки(п),%

Т а б л и ц а 7 — Результаты измерений коэффициентов интергармонических составляющих напряжений порядка n

n	Результат измерений, %
	Напряжение А (АВ)	Напряжение В (ВС)	Напряжение С(СА)
	Kuisg(n)	Kuisg(n)	Kuisg(n)
2
40

Т а б л и ц а 8 — Результаты измерений кратковременной дозы фликера

Обозначение ПКЭ	Напряжение А (АВ)		Напряжение В (ВС)	Напряжение С (СА)		Нормативное значение
Pst о. е.
Неопределенность измерений
Обозначение		Оценка			Допускаемое значение
^Pst

Т а б л и ц а 9 — Результаты измерений длительной дозы фликера

Обозначение ПКЭ	Напряжение А (АВ)		Напряжение В (ВС)	Напряжение С (СА)		Нормативное значение
PLt о.е.
Неопределенность измерений
Обозначение		Оценка			Допускаемое значение
UpPLt

Т а б л и ц а 10 — Результаты измерений числа перенапряжений по максимальному напряжению и длительности

Значение перенапряжения u, % опорного напряжения	Длительность перенапряжения Dtp,^, с
	0,01 < Чер < 0,2	0,2 < Чер < 0,5	0,5 < Чер < 1	1 < Чер < 5		5 < Чер < 20	20 <Чер < 60
110 < и < 120
120 < и < 140
140 < и < 160
160 < и < 180
Неопределенность измерений
Обозначение		Оценка			Допускаемое значение
ирдипер, %

Т а б л и ц а 11 — Результаты измерений числа провалов по остаточному напряжению и длительности

Остаточное напряжение и, % опорного напряжения	Длительность провала перенапряжения Atm с
	0,01 <Dtrl < 0,2	0,2 < D^ < 0,5	0,5 < D^ < 1	1 < D^ < 5		5 < Dt„ < 20	20 < Dt„ < 60
90 > и > 85
85 > и > 70
70 > и > 40
40 > и > 10
10 > и > 0
Неопределенность измерений
Обозначение		Оценка			Допускаемое значение
ирдип, %

Т а б л и ц а 12 — Результаты измерений числа прерываний напряжений по остаточному напряжению и длительности

Остаточное напряжение и, % опорного напряжения	Длительность прерывания напряжения Dt^, с									Наибольшая про-должитель-ность, с
	Чр< 0,5	0,5 < Чр < 1		1<Чр < 5	5 < Чр < 20	20 < Чр < 60		60 < д?пр < 180	180 < Чр
5 > и > 0 (прерывание)
Неопределенность измерений
Обозначение			Оценка				Допускаемое значение
Ч^пр, с

Приложение 2 к протоколу испытаний электрической энергии №...

от «___» _______________ 200__ г.

Определение мощности нагрузки и коэффициента мощности вторичных цепей измерительного трансформатора напряжения

• 1 Данные пункта контроля

Наименование ЦП

Адрес

• 2 Сроки проведения измерений

• 3 Паспортные данные ТН

Тип _______________

Зав. № _____________

Год выпуска __________

Дата поверки _____________

Класс точности ___________

Номинальная полная мощность нагрузки S_H для

указанного класса точности, В-А___________

Схема соединения обмоток (усл. обозначение) __________

Номинальное напряжение основной вторичной обмотки ^_2ном,В_____

Номинальное напряжение первичной обмотки ^_ном, кВ________.

4 Результаты измерений и обработки (вычислений)

Измеряемая величина	Фаза a	Фаза b	Фаза c
Напряжение, B
Ток, А
Активная мощность (P), Вт
Реактивная мощность (Q), В-А
Полная мощность (S), В-А
Коэффициент мощности
Трехфазная полная мощность (S3), В-А
Допускаемое значения нагрузки (25 % — 100 % SJ, В-А

5 Заключение

Значение мощности нагрузки ТН соответствует (не соответствует) требованиям ГОСТ 1983—2001 для данного класса точности ТН.

Инженер-испытатель ____________________(Ф.И.О.)

(подпись)

Техник-испытатель ____________________(Ф.И.О.)

( подпись)

Приложение 3 к протоколу испытаний электрической энергии №...

от «___» _______________ 200__ г.

Маркированные данные посуточно

Период проведения измерений:

№ п/п	Интервал времени измерений		Число маркированных данных, %			Допускаемое значение, %
	Начало	Окончание	Напряжение A (AB)	Напряжение В (BC)	Напряжение C (CA)
1						5,0
2						5,0
3						5,0
4						5,0
5						5,0
6						5,0
7						5,0

В.2 При проверке соответствия ПКЭ нормам ГОСТ 32144 с измерениями ПКЭ в пункте контроля, не совпадающем с точкой передачи электрической энергии (5.1.2.3)

В этом случае форма протокола испытаний электрической энергии отличается от формы, представленной в В.1, только в отношении таблицы 1 в приложении 1 с результатами измерений положительного и отрицательного отклонений напряжения электропитания, которая содержит две части, относящиеся к измерениям в режимах наибольшей и наименьшей нагрузки ЦП:

Т а б л и ц а 1 — Результаты измерений отклонений напряжения

Режим наибольших нагрузок
Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение		т2 I, %
Напряжение фазное А (междуфазное АВ)
dU(-)I, %
dU.-J. %
Напряжение фазное В (междуфазное ВС)
dU(-)I, %
dU(+)I, %
Напряжение фазное С (междуфазное СА)
dU(J. %
dU.-J. %
Режим наименьших нагрузок
Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение		т2 ", %
Напряжение фазное А (междуфазное АВ)
dU.-J1. %
dUm", %
Напряжение фазное В (междуфазное ВС)
dU.-J1. %
dUm", %
Напряжение фазное С (междуфазное СА)
dU(-)H, %
dUm", %
Неопределенность измерений
Обозначение	Оценка		Допускаемое значение
Цр ц %

В.3 При периодическом мониторинге КЭ, при несовпадении пункта мониторинга с точками передачи ЭЭ

ИСПЫТАТЕЛЬНАЯ ЛАБОРАТОРИЯ/ПОДРАЗДЕЛЕНИЕ ОРГАНИЗАЦИИ _____

Аттестат аккредитации № ______________

выдан «____»_______201__ г.

срок действия до «____»________201__ г.

«Утверждаю»

Руководитель подразделения

(Ф.И.О.)

«___»_____________ 201__ г.

Протокол №

испытаний при периодическом мониторинге качества ЭЭ в электрических сетях

(наименование организации)

(на ___ листах)

Настоящий протокол испытаний относится только к электрической энергии в пункте мониторинга, указанном в пункте 3 протокола, за период испытаний, определенный в пункте 4 протокола.

Полная или частичная перепечатка настоящего протокола испытаний без разрешения организации _____

не допускается.

• 1 Заказчик испытаний

Наименование

Юридический адрес.

• 2 Цель испытаний

Определение значений показателей качества электрической энергии и их сопоставимости с установленными требованиями к КЭ в интервале времени мониторинга.

(Перечень ПКЭ, со ссылками на подразделы ГОСТ 32144)

• 3 Идентификационные данные пункта мониторинга

Место (обозначение) в схеме

Адрес

Центр питания: (полное обозначение, c указанием номеров секций шин, номинального напряжения распределительной сети).

• 4 Сроки проведения испытаний:

с «___»_____201__ г. (ч, мин)

по «___»_____201___г. (ч, мин).

• 5 Методика испытаний

Испытания проводились в соответствии с ГОСТ 32144 (ссылки на подразделы), ГОСТ 30804.4.30 (ссылки на подразделы).

6 Условия проведения испытаний

№ п/п	Наименование	Результат измерений		Рабочие условия эксплуатации СИ
		наименьшее	наибольшее	наименьшее	наибольшее
1	Температура окружающего воздуха, °С
2	Атмосферное давление, кПа
3	Относительная влажность, %
4	Напряжение питания, В
5	Частота напряжения питающей сети, Гц

7 Перечень средств измерений (СИ)

№ п/п	Наименование СИ	Тип СИ	Заводской номер	Номер свидетельства о поверке, дата очередной поверки
1	Прибор для измерения показателей качества ЭЭ
2	Прибор(ы) для измерения атмосферного давления, температуры и влажности

П р и м е ч а н и е — При необходимости применения ТН таблицу дополняют данными используемого типа ТН. Допускается приводить их в приложении к протоколу результатов измерений «Определение мощности нагрузки и коэффициента мощности вторичных цепей измерительного трансформатора напряжения» (см. В.1, приложение 2 к протоколу испытаний)

8 Границы допускаемой погрешности СИ

№ п/п	Наименование измеряемого показателя	Основная погрешность, Лосн.	Температура окружающего воздуха, Т (°C)	Дополнительная температурная погрешность, Лдоп т
1
2			Tmin — Tmax
3
	(В соответствии с пунктом 2 протокола)

Границы суммарной погрешности СИ в соответствии с паспортом:

±^Лсумм^_ ± ⁽^OCH⁺Agon.7⁾

9 Заключение

Измерения проведены в соответствии с требованиями ГОСТ 30804.4.30, класс S. Из результатов испытаний ЭЭ согласно пункту 2 протокола за период времени, установленный в пункте 4 протокола, следует, что значения показателей качества электрической энергии:

(ПКЭ по пункту 2 протокола, с указанием «находится» или «не находится» в границах установленных требований)

10 Приложения

• 10.1 Результаты измерений показателей качества ЭЭ.

• 10.2 Определение мощности нагрузки и коэффициента мощности вторичных цепей измерительного трансформатора напряжения (см. приложение 2 к протоколу испытаний ЭЭ в В.1)

• 10.3 Маркированные данные посуточно (см. приложение 3 к протоколу испытаний ЭЭ в В.1)

Инженер-испытатель _________________(Ф.И.О.)

(подпись)

Техник-испытатель _________________ (Ф.И.О.)

(подпись)

Приложение 1 к Протоколу измерений №

Период проведения измерений: ДД.ММ.ГГ ЧЧ:ММ — ДД.ММ.ГГ ЧЧ:ММ Интервал времени наибольших нагрузок: ЧЧ:ММ — ЧЧ:ММ

Та б л и ц а 1 — Результаты измерений отклонений напряжения¹⁾

Режим наибольших нагрузок
Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение	т2, %
Напряжение фазное A (междуфазное АВ)
dU^, %
dU(+), %
Напряжение фазное В (междуфазное ВС)
dU(-), %
dU(+), %
Напряжение фазное С (междуфазное СА)
dU\, %
dU(+), %
Режим наименьших нагрузок
Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение	Т2, %
Напряжение фазное A (междуфазное АВ)
8U(), %
dU(+), %
Напряжение фазное В (междуфазное ВС)
dU4(-), %
dU(+), %
Напряжение фазное С (междуфазное СА)
dU4(-), %
dU(+), %
Неопределенность измерений
Обозначение	Оценка	Допускаемое значение
URdU %

Т а б л и ц а 2 — Результаты измерений отклонений частоты

Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение	T1, %	T2, %
М1(95 %), Гц
Dfe(95 %), Гц
^нм(100 %),  Гц
^Иб(100 %),  Гц
Неопределенность измерений
Обозначение	Оценка		Допускаемое значение
UD , Гц

Т а б л и ц а 3 — Результаты измерений коэффициента несимметрии напряжений по обратной последовательности

Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение	T1, %	T2, %
K2U(95 %), %
K2U(100 %), %
Неопределенность измерений
Обозначение	Оценка	Допускаемое значение
UpK2U, %

Т а б л и ц а 4 — Результаты измерений коэффициента несимметрии напряжений по нулевой последовательности (для четырехпроводной трехфазной сети)

Обозначение ПКЭ	Результат измерений	Нормативное значение	T1, %	T2, %
K0U(95 %), %
K0U(100 %), %
Неопределенность измерений
Обозначение	Оценка	Допускаемое значение
ирК0и, %

Т а б л и ц а 5 — Результаты измерений суммарных коэффициентов гармонических составляющих фазных (между-фазных) напряжений

Обозначение ПКЭ	Напряжение А (АВ)			Напряжение В (ВС)			Напряжение С (СА)			Норма тивное значение
	Результат измерений	т1- %	T2, %	Результат измерений	т1- %	T2, %	Результат измерений	т1- %	T2, %
KU (95 %), %
KU (100 %), %
Неопределенность измерений
Обозначение			Оценка				Допускаемое значение
ирки%

Т а б л и ц а 6 — Результаты измерений коэффициентов гармонических составляющих фазных (междуфазных) напряжений порядка n

п

Результат измерений, %

Нормативное значение

Напряжение А (АВ)

Напряжение В (ВС)

Напряжение С (СА)

KU(n)(95 %),

KU(n)(100 %),

т1- %

T2, %

KU(n)(95 %)

KU(n)(100 %),

т1- %

T2, %

KU(n)(95 %)

KU(n)(100 %)

т1- %

T2, %

KU(n)(95 %),

KU(n)(100 %),

2

3

40

Неопределенность измерений

Обозначение

Оценка

Допускаемое значение

ирки(п), %

Т а б л и ц а 7 — Результаты измерений коэффициентов интергармонических составляющих напряжений порядка n

п	Результат измерений, %
	Напряжение А (AB)	Напряжение В (BC)	Напряжение С(CA)
	Kuisg(n)	Kuisg(n)	Kuisg(n)
2
3
40

Т а б л и ц а 8 — Результаты измерений кратковременной дозы фликера

Обозначение ПКЭ	Напряжение А (АВ)	Напряжение В (ВС)	Напряжение С (СА)	Нормативное значение
Pst о.е.
Неопределенность измерений
Обозначение		Оценка	Допускаемое значение
UvPst

Т а б л и ц а 9 — Результаты измерений длительной дозы фликера

Обозначение ПКЭ	Напряжение А (АВ)	Напряжение В (ВС)	Напряжение С (СА)	Нормативное значение
PLt о.е.
Неопределенность измерений
Обозначение		Оценка	Допускаемое значение
ирРи

Т а б л и ц а 10 — Результаты измерений числа перенапряжений по максимальному напряжению и длительности

Значение перенапряжения u, % опорного напряжения	Длительность перенапряжения А?пер, с
	ОДК^р < 0,2	0,2< Afnep < 0,5	0,5 < ^пер < 1	1 < ^пер < 5		5 < ^пер <20	20 < ^пер < 60
110 < и < 120
120 < и < 140
140 < и < 160
160 < и < 180
Неопределенность измерений
Обозначение		Оценка			Допускаемое значение
ирАипер, %

Т а б л и ц а 11 — Результаты измерений числа провалов по остаточному напряжению и длительности

Остаточное напряжение и, % опорного напряжения	Длительность провала перенапряжения А?п, с
	0,01 < D^ < 0,2	0,2 < D^ < 0,5	0,5 < D^ < 1	1 < D^ < 5	5 < D^ < 20	20 < D^ < 60
90 > и > 85
85 > и > 70

Окончание таблицы 11

Остаточное напряжение u, % опорного напряжения	Длительность провала перенапряжения Dfn, с
	0,01 < Dt„ < 0,2	0,2 < Dt„ < 0,5	0,5 < D^ < 1	1 < D^ < 5		5 < D^ < 20	20 < D^ < 60
70 > и > 40
40 > и > 10
10 > и > 0
Неопределенность измерений
Обозначение		Оценка			Допускаемое значение
U %

Т а б л и ц а 12 — Результаты измерений числа прерываний напряжений по остаточному напряжению и длительности

Остаточное напряжение и, % опорного напряжения	Длительность прерывания напряжения Dt^, с									Наибольшая продол-житель-ность, с
	Чр < 0,5	0,5 < Чр < 1		1 < Чр < 5	5 < Чр < 20	20< Чр < 60		60 < А?пр < 180	180 < Чр
5 > и > 0 (прерывание)
Неопределенность измерений
Обозначение			Оценка				Допускаемое значение
^АГпр’ с

Библиография

Электромагнитная совместимость (ЭМС). Часть 4-15. Методы измерений и испытаний. Фликерметр. Функциональные и конструктивные требования

Требования безопасности электрического оборудования для измерения, управления и лабораторного применения. Часть 1. Общие требования

Рекомендуемая практика мониторинга качества электрической энергии

УДК 621.398:621.316:006.354

Ключевые слова: система электроснабжения, качество электрической энергии, контроль качества электрической энергии, мониторинг качества электрической энергии

Редактор Е.В. Лукьянова

Технический редактор В.Н. Прусакова Корректор М.В. Бучная Компьютерная верстка Е.О. Асташина

Сдано в набор 22.02.2019. Подписано в печать 14.03.2019.   Формат 60*84¹/₈.   Гарнитура Ариал.

Усл. печ. л. 5,12. Уч.-изд. л. 4,63.

Подготовлено на основе электронной версии, предоставленной разработчиком стандарта

Создано в единичном исполнении ФГУП «СТАНДАРТИНФОРМ» для комплектования Федерального информационного фонда стандартов, 117418 Москва, Нахимовский пр-т, д. 31, к. 2.

www.gostinfo.ru info@gostinfo.ru

¹

Действует только в Российской Федерации.

²

Как правило, трансформаторные подстанции 35—110/6—10 кВ.

³

Для определения мощности нагрузки ТН могут быть использованы иные методики, аттестованные в установленном порядке.

⁴

При совпадении ПМ с точкой передачи ЭЭ форма таблицы 1 аналогична форме таблицы 1 в приложении В.1 36

---

МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ЗАРЕГИСТРИРОВАНО

Регистрационный №

‘ от                   2О^Г.

ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО

ПО ТЕХНИЧЕСКОМУ РЕГУЛИРОВАНИЮ И МЕТРОЛОГИИ (Госстандарт)

ПРИКАЗ

Москва

О внесении изменений в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160

В соответствии с частью 1 статьи 53 Федерального закона от 31 июля 2020 г. № 248-ФЗ «О государственном контроле (надзоре) и муниципальном контроле в Российской Федерации» (Собрание законодательства Российской Федерации, 2020, № 31, ст. 5007), пунктом 13 требований к разработке, содержанию, общественному обсуждению проектов форм проверочных листов, утверждению, применению, актуализации форм проверочных листов, а также случаев обязательного применения проверочных листов, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 27 октября 2021 г. № 1844 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, № 44, ст. 7443), и пунктом 2 Положения о федеральном государственном контроле (надзоре) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления

в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации от 25 июня 2021 г. № 993 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2021, № 27, ст. 5381), приказываю:

Внести изменения в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160 (зарегистрирован Министерством юстиции Российской Федерации 28 февраля 2022 г., регистрационный № 675181 согласно приложению к настоящему приказу.

Руководитель

Приложение

к приказу Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от « // »       2022 г. № /£№

Изменения, которые вносятся в форму проверочного листа (списка контрольных вопросов, ответы на которые свидетельствуют о соблюдении или несоблюдении контролируемым лицом обязательных требований), используемого при осуществлении федерального государственного контроля (надзора) за соблюдением требований, установленных техническими регламентами в отношении колесных транспортных средств (шасси) и компонентов транспортных средств (шасси), находящихся в обращении (до начала их эксплуатации), автомобильного бензина, дизельного топлива, судового топлива и мазута, или обязательных требований, подлежащих применению до дня вступления в силу технических регламентов в соответствии с Федеральным законом «О техническом регулировании», в отношении электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц, утвержденную приказом Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии от 24 января 2022 г. № 160

1. Строку 3 таблицы пункта 9 изложить в следующей редакции:

«

3.

Осуществляется       ли контролируемым лицом деятельность по выпуску в обращение и (или) обращению электрической энергии в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и   однофазного   тока частотой 50 Гц?

пункт 3 статьи 46 Федерального закона от 27 декабря 2002 г. №  184-ФЗ «О техническом регулировании»3    (далее    - Федеральный закон № 184-ФЗ); пункты 1, 3, 4 постановления Правительства      Российской Федерации от 23 декабря 2021 г. №  2425 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей      обязательной сертификации,    и    единого перечня продукции, подлежащей декларированию соответствия, внесении           изменений в постановление Правительства Российской         Федерации от 31 декабря 2020 г. № 2467 и признании утратившими силу некоторых актов Правительства Российской       Федерации»4 (далее     -     постановление Правительства      Российской Федерации № 2425); раздел 1

		единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации № 24255
». 2. Сноску 4 к строке 3 таблицы пункта 9 изложить в следующей редакции: «4 Собрание законодательства Российской Федерации, 2022, №  1, ст. 136, действует до 1 сентября 2028 г.». 3. Дополнить сноской 5 к строке 3 таблицы пункта 9 следующего содержания: «5 Собрание законодательства Российской Федерации, 2022,  №  1, ст. 136, действует до 1 сентября 2028 г.». 4. Строку 3.1 таблицы пункта 9 изложить в следующей редакции: «
3.1.	Осуществляется      ли контролируемым лицом выпуск в обращение и (или)         обращение несертифициро ванной электрической   энергии в электрических сетях общего       назначения переменного трехфазного и   однофазного   тока частотой 50 Гц?	пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; пункт 3 постановления Правительства Российской Федерации № 2425; раздел 1 единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, утвержденного постановлением Правительства Российской Федерации № 2425
». 5. Таблицу пункта 9 дополнить строками 3.2 и 3.3 следующего содержания: «
3.2.	Соответствует        ли выпускаемая в обращение и     находящаяся     в обращении электрическая энергия в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и   однофазного   тока частотой     50     Гц установленным показателями и нормам качества электрической энергии     в     части требований, установленных        в подпунктах 4.2.1 - 4.2.2 пункта 4.2 раздела 4 ГОСТ 32144-2013 «Межгосударственный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических      средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии   в   системах	пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; раздел 1 единого перечня продукции,        подлежащей обязательной    сертификации, утвержденного постановлением Правительства      Российской Федерации № 2425

	электроснабжения общего назначения», введенного в действие приказом Федерального агентства по         техническому регулированию        и метрологии от 22 июля 2013 г. №   400-ст (М., «Стандартинформ», 2014)?
3.3.	Обеспечено          ли подтверждение соответствия выпускаемой в     обращение     и находящейся в обращении электрической энергии в электрических      сетях общего       назначения переменного трехфазного и   однофазного   тока частотой     50     Гц применением разделов 1 -3, пункта 4.1 раздела 4 -пункта 6.2 раздела 6 ГОСТ 30804.4.30-2013 «Межгосударственный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических      средств электромагнитная. Методы      измерений показателей     качества электрической энергии», введенного в действие приказом Федерального агентства              по техническому регулированию и метрологии от 22 июля 2013 г. №   418-ст (М., «Стандартинформ», 2014), и разделов 1-3, пункта 4.1 раздела 4 -пункта 7.7 раздела 7 ГОСТ 33073-2014 «Межгосударственный стандарт. Электрическая энергия. Совместимость технических      средств электромагнитная. Контроль и мониторинг качества электрической энергии    в    системах электроснабжения общего назначения», введенного в действие       приказом Федерального агентства по        техническому	пункт 3 статьи 46 Федерального закона № 184-ФЗ; раздел 1 единого перечня продукции,        подлежащей обязательной    сертификации, утвержденного постановлением Правительства      Российской Федерации № 2425

регулированию и метрологии от 8 декабря 2014 г. №   1948-ст (М., «Стандартинформ», 2015)?

---