Проблемы сертификации электрической энергии

В соответствии с Федеральным законом № 80-ФЗ от 2 июля 2005 г. «О лицензировании отдельных видов деятельности» и Положением «О лицензировании деятельности по продаже электрической энергии гражданам», утвержденным Постановлением Правительства РФ от 6 мая 2005 г. за № 291, одним из лицензионных требований и условий при осуществлении указанной деятельности является соблюдение требований законодательных и иных нормативных правовых актов РФ в сфере электроэнергетики, защиты прав потребителей и технического регулирования, в том числе и обязательной сертификации электрической энергии (далее — «Закон» и «Положение»).

Закон и Положение начали действовать, и в настоящее время по России прокатилась волна сертификации электрической энергии, которая выявила все проблемы данного процесса. Чем же отмечается данный процесс сертификации электрической энергии? На данном этапе — это отсутствие созданных структур в электросетевых и сбытовых предприятиях.

Обратимся к практике советского периода, когда проходила пятилетка качества и выпуск продукции со знаком качества. Для организации на производстве выпуска качественной продукции и контроля выходящего продукта на предприятиях создавались мощные структуры. Причем количество контролеров иногда приближалось к количеству персонала, непосредственно участвующего в производстве. Надо отметить, что пятилетка качества принесла свой результат — это улучшение качества товара в советском государстве. Даже потребитель стал привыкать обращать внимание на знак качества на изделиях и товарах.

В пункте 3.1.1 Приказа ОАО «РАО «ЕЭС России» № 703 от 25.10.05 г. говорится о месячном сроке для подачи заявки и заключению договоров с органами по сертификации на проведение сертификации электрической энергии в электрических сетях с привлечением аккредитованных испытательных лабораторий. В приказе, к сожалению, ничего не говорится о предсертификационной подготовке предприятий, о создании системы контроля качества электроэнергии, обеспечивающей постоянный организационный и технический контроль продукции. Удивление вызывает п. 3.1.2 Приказа — это срок получения первого сертификата в 1 квартале 2006 г., и срок полного завершения сертификации в 2007 г. Эти сроки, указанные в Приказе, говорят только о том, что он составлялся без учета истинной обстановки в электрических сетях, истинных объемов работ, связанных с процедурой и порядком сертификации электрической энергии.

Необходимо учитывать при этом, что сертификация проводится только по двум показателям и этот процесс пробуксовывает. Если бы шла проверка по четырем остальным параметрам (которые сейчас просто фиксируются при измерениях и во многих случаях не соответствуют требованиям ГОСТ 13109-97), сертификация, наверное, остановилась бы вообще.

Если по отклонению частоты в системах, работающих в единой энергетической системе (не изолированной) на соответствие ГОСТу все в порядке, то по установившемуся отклонению напряжения этого сказать нельзя. Как уже отмечалось, проблема в контроле уровня напряжения. Разберем это поподробнее. До установки приборов в контрольных пунктах для проверки установившегося отклонения напряжения требованиям ГОСТа необходимо: собрать данные параметров распределительной сети центра питания (далее — «ЦП»), рассчитать уровни напряжения, определить диапазон регулирования напряжения ЦП с учетом положения ответвления ПБВ (переключение без возбуждения) и проверить эффективность встречного регулирования. До подачи заявки на сертификацию этими вопросами энергопредприятия занимались недостаточно. Измерения с целью определения соответствия установившегося отклонения напряжения без расчетов выполнять нельзя. Практически аккредитованная испытательная лаборатория начинает делать (по правилам сертификации выполнять это весьма нежелательно) то, что должно делать энергопредприятие при ведении технологии производства. Причем на сбор информации и определение режима напряжения отводятся сжатые сроки. А предприятия находятся на удалении тысячи километров. Электронно-телефонная процедура затягивает процесс. Спешка влечет за собой ошибки в расчетах, некорректность выбора диапазонов напряжения для ЦП и сомнительность результатов сертификации.

Еще до начала процедуры сертификации у энергопредприятий была реальная возможность поддерживать необходимый уровень напряжения — неукоснительное исполнять действующие «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ», «Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей» (далее — Правила).

В соответствии с требованиями Правил необходимо постоянно обновлять базы данных по параметрам сети (марка, сечение, длина кабелей и проводов, мощность, cos ф), проведение измерений нагрузок по фидерам, контроль искажающих параметров нагрузок потребителей. Но, как показала практика, исполнение Правил в процессе эксплуатации электрических сетей оставляет желать лучшего.

Другая проблема это сезонное и суточное регулирование напряжения в ЦП на основе расчета потерь. Опять же обращаемся к Правилам. Правилами предписывается для обеспечения режима напряжения в электрической сети выполнять сезонное регулирование напряжения переключением без возбуждения (ПБВ) трансформаторов, а суточное регулирование производить переключением устройств регулирования под нагрузкой (РПН) на силовых трансформаторах (напряжением 220-110-35 кВ) или производить регулирование другими устройствами.

Какая же ситуация на объектах? Сезонные переключения (ПБВ) не являются обязательными для большинства сетевых организаций. Чаще всего переключения производят для решения сиюминутных проблем, и оно не носит планомерного обоснованного характера. Порой даже проблематично выяснить у эксплуатационного или диспетчерского персонала информацию о положении ответвления трансформатора. На энергопредприятиях нет должного внимания к расчетам потерь и выбору номера регулировочного ответвления трансформатора. Номер регулировочного ответвления не изменяется, как правило, с поставки трансформатора с завода-изготовителя.

Такая же обстановка на центрах питания. На основании собранной информации выявлено, что автоматическое регулирование напряжения устройствами РПН на центрах питания, как правило, не производится. Необходимо заострить внимание на том, что Правила предписывают производить регулирование напряжения устройствами РПН в автоматическом режиме. И только как исключение, с письменного разрешения технического руководителя предприятия, производить перевод регулирования напряжения на дистанционный режим. На практике чаще всего регулирование напряжения производится дистанционно (управление диспетчером), а в некоторых сетях вообще не отмечается. Важно отметить, что при сертификационных испытаниях электрической энергии в сетевой организации аккредитованными лабораториями правильность рассчитанного закона регулирования напряжения должна только подтверждаться.

При реорганизации прогресс энергетики невольно пошел по пути замены сразу многих элементов и систем, а создание новых систем повлекло неизбежный разрыв старых связей и взаимоотношений в производственной сфере. При этом функциональные обязанности как в технологической, так и в организационной части переходили к другим организациям и исполнителям. Данный процесс явно сказался отрицательно. Например, сокращение и перемещение большого количества технического персонала приводило к нарушению процесса накопления и корректировки параметров электросетей, выполнения графиков осмотров, измерений. Приостановка финансовой деятельности предприятий, при ротации собственности и реорганизации, способствовала несвоевременной реконструкции линий 0,4-35 кВ, замене электрооборудования, участвующего в поддержании режима сети. При реорганизации энергетики качественно и количественно изменился состав персонала вновь созданных структур, чаще не в лучшую сторону. Соотношение технического и управленческого (административного) персонала не в пользу первого. Тяжелые потери понесли службы оперативно-ремонтного, производственно-технического, персонала электролабораторий, релейной защиты, автоматики, контрольно-измерительных приборов т.д. Нередкий факт, что база по параметрам электросетей частично осталась в базе отделяемого предприятия при реорганизации. Тем более уже нет опытного персонала, который работал в производственно-технических отделах, и часто нет нового персонала, которому вменяются эти функции. Регулярное изменение и ведение схем на предприятиях относится еще к постсоветскому периоду, в крайнем случае к периоду до реорганизации энергетики, которая длится уже более пяти лет. И — как результат — электрические схемы в орган по сертификации электрической энергии представляются некорректированные и в таком виде, что чтение их напоминает отгадывание ребуса. Персоналом придумываются свои знаки и рисунки, он совершенно не владеет обозначениями электрических схем в соответствии с ГОСТом.

Данный факт сказался на производственной сфере, и все это повлияло на качество и длительность процедуры сертификации электрической энергии. При проведении процедуры контроля и сертификации на поверхность выходят и скрытые проблемы. Дело в том, что не все контрольные точки, где должны производиться измерения показателей качества электроэнергии (ПКЭ), принадлежат организации, подавшей заявку на сертификацию, часть их принадлежит другим организациям. Например, в коммунальных электросетях одного из регионов Восточной Сибири до 80% подстанций 10/0,4 кВ на некоторых фидерах центра питания находятся в ведомствах сразу нескольких собственников. Эти мелкие ведомства не имеют порой никаких производственных служб для ведения документации по эксплуатации своих объектов. И тем более не организован обмен информацией с профильным в данном районе энергопредприятием, например, городским коммунальным. Здесь продолжается проблема. Коммунальные сети обязаны лицензировать свою деятельность и проводить сертификацию электрической энергии, а мелкие собственники пока этого избегают. Сбор данных для расчета уровня напряжения центра питания с учетом ведомственных ТП превращается в бесконечную череду писем и переговоров.

Для упрощения расчетов РД предусматривают производить анализ информации сети и группировать потребителей по одинаковым графикам нагрузки и потерь напряжения для электрически удаленных и ближайших потребителей. Подчеркнем, что уменьшение объема расчета возможно при анализе всей информации присоединенной электросети к данному центру питания, что позволяет обеспечить расчетную модель. Но нельзя же сгруппировать и проанализировать нулевую информацию. Игнорируя в расчетах хоть часть недоступной информации, мы ставим под сомнение конечный вывод по диапазонам напряжения на Центре питания и корректность выбора контрольных точек.

Таким образом, предприятия не производили до сих пор работы по управлению качеством электрической энергии и не готовы это сделать достаточно быстро сейчас, так как в предыдущие годы проходило активное реформирование. Таким образом, для осуществления беспрепятственной процедуры сертификации необходимо на предприятиях энергетики выполнить следующие предсертификационные мероприятия:

1. Создать на энергопредприятиях инженерно-производственную структуру с достаточным персоналом для обеспечения системы контроля и анализа качества электрической энергии (КЭ).

2. Обновить базу данных по параметрам сетей и типам оборудования.

3. Создать испытательную лабораторию, оснастить ее достаточным количеством средств контроля (КЭ) или заключить договоры со специализированными лабораториями на периодический контроль ПКЭ.

4. Обучить персонал энергопредприятий работе по поддержанию режима, контролю и управлению качеством электрической энергии.

5. Обеспечить поверку, измерение вторичной нагрузки и требуемый 0,2 класс точности ТН в цепях контроля ПКЭ и учета.

6. Решить организационные вопросы управления КЭ (приказы, положения, должностные инструкции, графики, перечни пунктов контроля, отчетности ПКЭ и т.д.).

7. Рассчитать электрические потери напряжения, определить границы диапазона нормально допустимых значений установившегося отклонения напряжения в пунктах контроля.

8. Производить сезонное переключение ПБВ на основе расчетных данных и суточное регулирование устройствами регулирования напряжения.

9. Наладить взаимоотношения с организациями, собственниками сетевых трансформаторов, являющимися средством суточного регулирования напряжения источника.

10. Обеспечить получение информации и обмен данными с организациями-собственниками ТП 6-10/0,4 кВ в части уровня нагрузок и по составу потребителей.

Все вышеперечисленные пункты должны стать работой на первом этапе до подачи заявки на сертификацию, срок которой как минимум два года.

Фактически же вся вышеперечисленная работа начинается только с подачей заявки на сертификацию. А периодические (контрольные) плавно переходят в сертификационные испытания.

Итак, затраты на сертификацию у энергопредприятий, обязанных пройти процедуру сертификации и лицензирования, должны делиться:

• 70% — на подготовительные работы, для создания внутренней системы контроля и анализа качества электрической энергии и периодического испытания электрической энергии;
• 20% — сертификационное испытание электрической энергии;
• 10% — услуги органа по сертификации, в том числе ежегодный инспекционный контроль.

Просчеты в сроках сертификации — это уже факт. У всех организаций по всей стране срываются сроки получения первого сертификата. И вопрос о первом сертификате отодвинут у многих энергопредприятий на 2007 год как минимум. О сроке окончания сертификации вообще рано говорить. Чтобы наладить режимы напряжения в некоторых электросетях, требуется не только желание, но и крупные финансовые вложения на переустройство, замену линий и оборудования. Затянувшаяся реорганизация энергетики отодвинула финансовое благополучие предприятий, тем более коммунальных сетей. Они только только начинают втягиваться в работу, а инвестиций, особенно в сети среднего (6-35 кВ) и тем более низкого напряжения (0,38 кВ), не приходится ждать в ближайшую десятилетку. Это не вина энергопредприятий — это их беда.

Аккредитованные испытательные лаборатории и органы по сертификации, надо отдать им должное, не пошли по пути фальсификации и выдачи фиктивных протоколов сертификатов. Они пытаются соблюсти процедуру как можно точнее и сохранить в этой трудной ситуации лицо.

Рассмотрим оснащение организаций, претендующих на получение сертификата, приборами качества электроэнергии. Статистика показала, что основные закупки у производителей приборов по КЭ производят аккредитованные испытательные лаборатории и потребители, которые пытаются защитить свою продукцию от некачественной энергии. А вот приборный парк у энергопредприятий составляет менее 15% от проданного. Таким образом, даже необходимость получения лицензии не подтолкнула предприятия закупить приборы для соблюдения качества электрической энергии в период действия сертификата и лицензии.

Далее перейдем к проблемам выполнения работ органами по сертификации и электролабораториями.

Одна из важнейших проблем — это недостаток утвержденных методических материалов для расчета потерь и выбора контрольных точек ПКЭ. На данном этапе расчет потерь напряжения ведется по РД 153-34.0-15.501-00, но они закончили свое действие 01.01.06 г., а на смену пока ничего не появилось.

С 01.01.07 г. вступил в действие ГОСТ Р 8.622-2006 «… Показатели качества электрической энергии. Методика выполнения измерений при проведении контроля КЭ в системах электроснабжения общего назначения». Но пока этого стандарта в продаже нет, и текст его не доступен.

Другая, не менее важная проблема — отсутствие у предприятий, органов по сертификации и аккредитованных лабораторий программного обеспечения для расчета потерь согласно требованиям РД. В настоящее время программное обеспечение есть только у ОАО «Стройгазинжиниринг», остальные организации расчет ведут в простых таблицах «Exсel».

Третья проблема — это приборы контроля показателей качества электрической энергии (далее — «ПКЭ»). На рынке сертификации работает много типов приборов. Всего 2-3 типа приборов относятся к стабильным в работе и полностью соответствуют ГОСТу 13109-97 и РД 153-34.0-15.501-00. Остальные приборы в той или иной мере не полностью соответствуют ГОСТу, или же программное обеспечение обработки и представления информации оставляет желать лучшего. Алгоритмы обработки измерений или формирования протоколов содержат грубейшие ошибки, что приводит к трудности в использовании этих приборов, а порой и легитимности их применения при сертификации электрической энергии. Приборы требуют доработки, но эта тема для отдельной статьи.

Возникают и трудности при проведении контрольных и сертификационных испытаний аккредитованными лабораториями на объектах. Кто производил подключение на подстанциях, тот поймет все вышесказанное.

В цепях трансформаторов напряжения и тока при сборке схемы нет выделенных мест, где возможно беспрепятственно подключить прибор. Есть только две возможности подключить прибор: первая — на распределительной измерительной шинке, вторая — на шинке релейной защиты. То и другое нежелательно. До сих пор электрические релейные щиты выпускаются без дополнительной распределительной шинки, специально выделенной для подключения приборов ПКЭ. Состояние подстанций по чистоте тоже оставляет желать лучшего — установка прибора прямо на пыльном полу не редкость, Кроме того, проблематична сохранность прибора на месте испытаний в течение 7-9 суток.

Есть надежда на то, что кампания сертификации и лицензирования пройдет, и не наступит мертвый сезон на поле качества электрической энергии, и сертификационные работы, проходящие в настоящее время в стране, приведут к серьезному отношению к этому виду продукта.