Обеспечение предприятий промышленности, транспорта и непосредственно населения качественной электрической энергией (ЭЭ) всегда было и остается сложнейшей научно-технической задачей, степень сложности которой увеличивается с ростом экономики и увеличением потребления ЭЭ. Реформирование электроэнергетики, становление рыночных отношений на постсоветском экономическом пространстве коренным образом изменило систему взаимоотношений между субъектами электроэнергетики – потребителями, сетевыми, энергосбытовыми и др. организациями и привело к необходимости государственного регулирования и контроля деятельности в области обеспечения качества электрической энергии (КЭ). Как развивалось это сотрудничество и каких результатов удалось достичь?
Электрическая энергия, поставляемая сетевыми организациями - субъектами рынка ЭЭ абонентам (потребителям), выступает как товар, который при его использовании может быть опасным для жизни и здоровья потребителя и может причинить вред его имуществу и окружающей среде.
В 1993 году Закон РФ «О защите прав потребителей» установил обязательность сертификации безопасности товаров народного потребления. В декабре 2002 года был принят Федеральный закон «О техническом регулировании» [1], который, отменив действие предыдущих законов «О сертификации продукции и услуг» и «О стандартизации», вывел понятие сертификации на качественно иной уровень.
Сертификация определяется в [1] как «форма осуществляемого органом по сертификации подтверждения соответствия объектов требованиям технических регламентов, положениям стандартов, сводов правил или условиям договоров».
Цели сертификации в [1] (Статья 18) и среди них:
- защита потребителя от недобросовестности изготовителя (продавца, исполнителя);
- контроль безопасности продукции (услуги, работы) для окружающей среды, жизни, здоровья и имущества и др.
Система нормативно-правого регулирования сертификации ЭЭ включает в себя:
- ФЗ РФ от 27.12.2002 г. 184-ФЗ «О техническом регулировании» [1];
- ФЗ РФ от 26.03.2003 г. 35-ФЗ «Об электроэнергетике» [2];
- Правила проведения сертификации электрооборудования - ПП РФ 982 от 01.12.2009 г. Постановление Госстандарта России 36 от 16.07.1999 г. (в редакции Постановления Госстандарта России 1 от 03.01.2001), Раздел VIII «Особенности обязательной сертификации электрической энергии, отпускаемой потребителям» [4];
- ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения» [5].
ФЗ «О техническом регулировании» в п. 3 ст. 46 предусматривается, что: «перечень продукции и услуг, подлежащих обязательной сертификации, устанавливается Правительством Российской Федерации».
Постановлением Правительства РФ от 01.12.2009 г. 982 «Об утверждении единого перечня продукции, подлежащей обязательной сертификации, и единого перечня продукции, подтверждение соответствия которой осуществляется в форме принятия декларации о соответствии» устанавливается: «обязательной сертификации подлежит электрическая энергия, в электрических сетях общего назначения переменного трехфазного и однофазного тока частотой 50 Гц». Из содержания ПП РФ 982 можно сделать вывод, что сертификации подлежит вся отпускаемая потребителям ЭЭ.
Согласно [4]: «обязательной сертификации подлежит ЭЭ, предназначенная для приобретения и использования гражданами исключительно для личных, семейных, домашних и иных нужд, не связанных с осуществлением предпринимательской деятельности».
С целью упрощения организации работ по обязательной сертификации ЭЭ постановлением Росстандарта число подтверждаемых показателей качества электрической энергии (ПКЭ) уменьшено до 2 из 11, установленных ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».
ЭЭ для бытовых потребителей сертифицируется по показателям [5]:
· медленные изменения напряжения (отрицательное и положительное отклонение напряжения);
· отклонение частоты.
Отклонение частоты является системным ПКЭ и поддерживается средствами регулирования частоты и мощности на электрических станциях и в настоящее время соблюдается в Единой энергетической системе даже жестче, чем требования стандарта.
Подтверждение соответствия по данному показателю для сетей, технологически связанных с сетями ЕЭС России, является чисто формальным и никаких мероприятий по его улучшению не требует, т.к. как правило, межрегиональные сети (МРСК) и территориальные сетевые компании (ТСО), осуществляющие поставку ЭЭ бытовым потребителям, не имеют на своем балансе генерирующих установок, способных влиять на частоту подаваемой ЭЭ.
Т.о., сертификация ЭЭ на практике осуществляется по показателю медленные изменения напряжения (отрицательное δU(–) и положительное отклонение напряжения δU(+)) в точке передачи ЭЭ (ТПЭ) [5].
Для указанных выше показателей КЭ установлены следующие нормы: δU(+) и δU(–) в ТПЭ не должны превышать 10% номинального или согласованного значения напряжения в течение 100% времени интервала в одну неделю [5].
Обязательные требования к ЭЭ как к продукции, представляющей потенциальную опасность, предполагалось установить в общем проекте ТР «Об электромагнитной совместимости», но он был отложен и в соответствии с п.7. [1], обязательные требования к продукции, установленные нормативными правовыми актами РФ и НД федеральных органов исполнительной власти, (в нашем случае ГОСТ 32144-2013) «будут действовать впредь до принятия соответствующего регламента, т.е. без ограничения срока».
Ответственность за реализацию ЭЭ без сертификатов:
- ФЗ «О защите прав потребителей» в п. 5 ст. 4 и п. 4 ст. 7 прямо запрещена реализация продукции, подлежащей обязательной сертификации, без соответствующих сертификатов;
- Кодексом РФ об административных правонарушениях в статье 14.4 установлена административная ответственность за реализацию продукции, подлежащей обязательной сертификации без соответствующих сертификатов.
В соответствии с [2] «субъекты электроэнергетики, обеспечивающие поставки ЭЭ потребителям, в том числе энергосбытовые организации, гарантирующие поставщики (ГП) и территориальные сетевые организации (ТСО) (в пределах своей ответственности), отвечают перед потребителями за надежность обеспечения их ЭЭ и ее качество в соответствии с техническими регламентами и иными обязательными требованиями».
О соблюдении требований стандарта к КЭ в ТПЭ можно судить по результатам контроля независимых уполномоченных органов: Межрегиональных территориальных управлений Росстандарта (МТУ Росстандарта) и аккредитованных органов по сертификации ЭЭ.
На сайте (http://www.gost.ru) Федерального агентства по техническому регулированию и метрологии в разделе «Государственный контроль и надзор» ежегодно публикуются сводные доклады о результатах контроля (надзора) за соблюдением обязательных требований к продукции.
Гистограммы, отражающие результаты государственного контроля за «продукцией – электроэнергия» с 2011 по 2014 гг., представлены на Рис. 1, 2.
В докладе за 2014 г. в разделе 4.2.4. «Государственный контроль (надзор) за соблюдением обязательных требований к электрической энергии» отмечается, что «за отчетный период проведено:
- 395 проверок предприятий, осуществляющих транспортировку (продажу) ЭЭ,
- нарушения обязательных требований выявлены в результате 126 (32%) проверок, из них:
-72 проверки (57% от общего количества проверок) с нарушениями, выявленными по результатам испытаний продукции (несоответствие ПКЭ);
- 56 проверок (44 % от общего количества проверок) с нарушениями в области обязательного подтверждения соответствия.
По составу несоответствия ПКЭ: «основным выявленным нарушением ПКЭ являлись: несоответствие по установившемуся отклонению напряжения», а также отмечаются несоответствия по показателям: доза фликера, коэффициентам искажения синусоидальности кривой напряжения и несимметрии напряжений.
О соблюдении требований стандарта к диапазонам отклонений напряжения в ТПЭ можно судить так же по результатам сертификационных измерений независимых испытательных лабораторий (ИЛ) по КЭ.
ИЛ ЭЭ АНО «ЭлектроСертификация» в 2014 г. выполнены измерения в 26 сетевых организациях (МРСК Центра, МРСК Кавказа, ОАО «Сетевая компания» (Татарстан), Иркутская сетевая компания и др.). Общее количество пунктов контроля в сетях 0,4 кВ и 6,10 кВ – 1173, и, следовательно, проанализированы 1173 протокола, каждый продолжительностью 7 суток.
Конкретные результаты работы рассматриваются на примере ТСО ООО «АЭС Инвест».
ТСО «АЭС Инвест» является одной из крупнейшей сетевой организаций на территории Челябинской области (http://aes-i.ru):
- осуществляет передачу ЭЭ по сетям напряжением 0,4-35 кВ; в зоне ответственности находится более 4895 км кабельных и воздушных ЛЭП и 1618 ТП общей установленной мощностью более 718,05 МВА;
- в структуру предприятия входят семь районных электрических сетей (РЭС), к которым присоединены более 212 тысяч потребителей в 26 городах (г. Кыштым, г. Касли, г. Карабаш, г. Нязепетровск и др.) и населенных пунктов.
ИЛ ЭЭ АНО «ЭлектроСертификация» в 2014 г. выполнялись периодические и сертификационных испытания ЭЭ в распределительных сетях 110 центров питания (ЦП) «АЭС Инвест», всего в 330 ПК, и анализ их результатов.
Выявленные несоответствия ПКЭ на участках РЭС на Рис. 3.
Таким образом, основным выявленным нарушением КЭ в ТСО «АЭС Инвест» является несоответствие по установившемуся отклонению напряжения. В итоговом докладе Росстандарта за 2014 г. также отмечалось нарушение этого показателя как наиболее частого.
Отклонение напряжения является локальным показателем КЭ, и регулирование уровня данного ПКЭ может осуществляться как на электрических станциях при производстве, так и в сетевой организации (СО) при транспортировке и распределении ЭЭ.
Основными причинами несоответствий по dUу могут быть:
- потери напряжения в сети, превышающие предельные значения;
- отсутствие (неиспользование) автоматического регулятора напряжения (АРН) трансформаторов в центрах питания (ЦП) или неверный закон регулирования напряжения в ЦП;
- не переключение отпаек трансформаторов с ПБВ и др.
Но кто и как конкретно должен обеспечивать необходимый диапазон dUу?
Ответ однозначный – это сетевая организация, располагающая центрами питания (ЦП), обязанности которой по поддержанию режимов напряжения строго конкретизированы в [7]:
«п.6.3.12. При регулировании напряжения в электрических сетях должны быть обеспечены:
соответствие показателей напряжения требованиям государственного стандарта;
соответствие уровня напряжения значениям, допустимым для оборудования электрических станций и сетей с учетом допустимых эксплуатационных повышений напряжения промышленной частоты на электрооборудовании (в соответствии с данными заводов-изготовителей и циркуляров);
необходимый запас устойчивости энергосистем;
минимум потерь электроэнергии в электрических сетях энергосистем.
6.3.13. На трансформаторах и автотрансформаторах, оборудованных устройствами РПН, питающих распределительные сети 6-35 кВ, должны быть включены автоматические регуляторы напряжения.
Отключение автоматических регуляторов допускается только по заявке. На трансформаторах в распределительной сети 6-35 кВ должны использоваться ответвления переключателей без возбуждения (ПБВ), обеспечивающие с учетом регулирования напряжения трансформаторами с РПН соответствие напряжения на выводах приемников в сетях 0,4 кВ требованиям государственного стандарта.
Настройка регуляторов напряжения и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны корректироваться в соответствии с изменениями схемы сети и нагрузки.
Параметры настройки автоматических регуляторов и положения ответвлений ПБВ трансформаторов должны быть утверждены техническим руководителем энергообъекта».
По методике ФСК ЕЭС нами выполнена «оценка соответствия изменений показателя «установившееся отклонение напряжения» в пункте контроля встречному закону регулирования напряжения» для двух ПС 110/6 кВ (3 секции шин 6 кВ). ПС принадлежат МРСК Урала. Результаты приведены в таблице 1.
Заключение о законе изменения напряжения: регулирование напряжения в течение суток не осуществляется на одной с.ш. 6 кВ и на 2-х с.ш. – стабилизация напряжения.
Вывод: п.6.3.12. [7] не выполняется, что не позволяет обеспечить требуемый диапазон отклонений напряжения в ТПЭ.
Совершенно очевидно, что для обеспечения должного КЭ у потребителей, особенно в сетях низкого напряжения, необходимо соблюдение в частности показателя отклонения напряжения всеми участниками поставки ЭЭ потребителю, прежде всего смежными СО. Отношение к этому у большого числа ТСО весьма формально.
В [8, 9, 10] весьма подробно описывается проблема обеспечения необходимых уровней напряжения в ТПЭ смежных СО. Выполнен анализ договоров смежных ТСО в части КЭ, представлены расчеты рекомендуемых диапазонов напряжения в ТПЭ и, самое главное, даны конкретные предложения к установлению требований к отклонению напряжения в договоре на услуги по передаче ЭЭ смежным ТСО.
Соответствие диапазонов δU установленным требованиям является необходимым, но не достаточным условием для получения сертификата. СО также должна доказать стабильность показателя КЭ по напряжению:
- разработать и внедрить внутренние методические документы и инструкции по управлению КЭ,
- создать систему контроля КЭ (периодического или непрерывного),
- привести техническое состояние эксплуатируемых сетей к уровню, требуемому ПТЭ и другим нормативным документам.
В России насчитывается около 3000 городов (включая поселки городского типа), в которых проживает порядка 110 млн человек. Общая протяженность сетей 0,4—(6)10 кВ, обеспечивающих электроснабжение коммунально-бытовых потребителей городов, ориентировочно составляет 900 тыс. км. При этом существует около 300 тыс. шт. трансформаторных подстанций 6–10/0,4 кВ с установленной мощностью трансформаторов порядка 90 ГВА. В настоящее время с помощью городских сетей распределяется около 50 % вырабатываемой в стране электроэнергии [6].
Например, в Москве доля потребления ЭЭ бытовыми абонентами достигает 40 %.
Поэтому ПП от 4 мая 2012 г. N 442 Ст. 7 и З-на Об электроэнергетики Ст. 38., ответственность за надежность снабжения потребителей и КЭ ложится на субъекты электроэнергетики в частности на сетевые компании.
В новом проекте Правил по обязательной сертификации электроэнергии «объектом сертификации является ЭЭ в распределительных сетях сетевых организаций, обеспечивающих передачу ЭЭ».
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
1. Правовое техническое регулирование позволило создать в стране систему обязательной сертификации ЭЭ и государственного контроля (надзора) за ее качеством.
2. Созданная система подтверждения качества ЭЭ, в первую очередь, связана с неукоснительным выполнением сетевыми организациями своих прямых обязанностей, изложенных в [7], что обеспечит требуемые уровни напряжения в ТПЭ различных уровней, включая бытовых потребителей (см. [8,9]).
3. Созданная система подтверждения качества ЭЭ способствует становлению системы контроля и управления качеством ЭЭ в сетевых организациях, т. к. работы по оптимизации режимов напряжения: расчетные, методические, экспериментальные, эксплуатационные при подготовке к сертификации ЭЭ и разработанные мероприятия для устранения выявленных проблем и нарушений – основной инструмент управления КЭ.
4. Созданная в стране система обязательной сертификации ЭЭ и государственного контроля (надзора) потребовала от сетевых организаций повсеместного проведения большого количества испытаний ЭЭ, что способствовало развитию метрологического обеспечения контроля КЭ и накоплению измерительной информации, связанной с КЭ в сетевых организациях.
5. Следующих шагом реформирования в этом направлении законодательства в сфере технического регулирования в электроэнергетике должна быть разработка Технического регламента, устанавливающего требования к электрической энергии.
6. Утверждения, что «система подтверждения имеет ряд существенных недостатков, одним из которых является сложность достижения (невозможность) основной цели (результата) – передачи потребителям ЭЭ, качество которой соответствует параметрам, установленным действующими стандартами» (а в нашем случае речь идёт только о диапазоне напряжения в ТПЭ), связано с нежеланием некоторых руководителей исполнять обязанности, изложенные в [7]. И возникает вопрос: «А как же умные сети, если в ВРУ- 0,4 кВ нельзя обеспечить δU =± 10% от Uном ?» .
ЛИТЕРАТУРА
[1] ФЗ РФ от 27.12.2002 г. 184-ФЗ «О техническом регулировании».
[2] ФЗ РФ от 26.03.2003 г. 35-ФЗ «Об электроэнергетике».
[4] Правила проведения сертификации электрооборудования - ПП РФ 982 от 01.12.2009 г. Постановление Госстандарта России 36 от 16.07.1999 г. (в редакции Постановления Госстандарта России 1 от 03.01.2001), Раздел VIII «Особенности обязательной сертификации электрической энергии, отпускаемой потребителям».
[5] ГОСТ 32144-2013 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения».
[6] Файбисович Д., ОАО Институт «Энергосетьпроект» Каким быть номинальному напряжению в распределительных сетях? Новости электротехники, 1(91) 2015 г.
[7] Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей в Российской Федерации / М-во топлива и энергетики РФ, РАО “ЕЭС России”: РД 34.20.501-95. – 15-е изд., перераб. и доп. – М.: СПО ОРГРЭС, 1996.
[8] Суднова В.В., Карташев И.И., Тульский В.Н., Козлов В.В. Допустимые отклонения напряжения в точках передачи электроэнергии // Новости ЭлектроТехники. 2013. № 4 (82).
[9] Суднова В.В., Карташев И.И., Тульский В.Н., Козлов В.В. О необходимости дифференцирования в ГОСТ 32144-2013 диапазонов отклонений напряжения в точках передачи электроэнергии // Новости ЭлектроТехники. 2014. № 1 (83).
[10]Договорные условия в части допустимых уровней напряжения в точках передачи ЭЭ смежных сетевых организаций Суднова В.В., к.т.н., старший научный сотрудник АНО «ЭлектроСертификация», Энергорынок № 10 (125) 2014.
