BADANIE JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ. ANALIZA

BADANIE JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ. ANALIZA

Prace Naukowe Instytutu Maszyn, Napędów i Pomiarów Elektrycznych
Nr 64
Politechniki Wrocławskiej
Nr 64
Studia i Materiały
Nr 30
2010
kompatybilność elektromagnetyczna,
jakość energii elektrycznej
Jerzy LESZCZYŃSKI*
BADANIE JAKOŚCI ENERGII ELEKTRYCZNEJ.
ANALIZA PORÓWNAWCZA METOD I PRZEPISÓW
W artykule zasygnalizowano problemy w ocenie jakości napięć zasilających wynikające z niejednoznaczności kryteriów, metod i specyfikacji parametrów. Stwarza to, przy opracowywaniu ekspertyz jakościowych konieczność odnoszenia się do różnych przepisów normalizacyjnych i prawnych. Dodatkową, jednoznaczną ocenę jakości napięć utrudnia brak dla kilku parametrów określenia
wartości dopuszczalnych i możliwości aparaturowe.
1.WSTĘP
Utrzymanie właściwych standardów jakości napięć zasilających jest związane
z pomiarami wartości parametrów charakteryzujących stan napięć a te z kolei ze ściśle
określonymi metodami i przepisami normalizacyjnymi i prawnymi. Podstawowym
dokumentem dotyczącym jakości energii elektrycznej jest Rozporządzenie Ministra
Gospodarki [1] w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Innymi dokumentami są normy: PN-EN 50160 [2], PN-EN 1000-2-4
[3] określające dopuszczalne wartości parametrów jakościowych napięć w sieciach publicznych i w sieciach zakładów przemysłowych, oraz normy: PN-EN 61000-4-30 [4],
PN-EN 61000-4-7 [5] [6] precyzujące metody badań i pomiarów.
Ww. normy zawierają również odnośniki do innych dokumentów, które w głębszym stopniu określają niektóre parametry i metody pomiarów.
Postępowanie zgodne z tymi dokumentami ma na celu ujednolicenie oceny stanu napięć zasilających – co jest oczywiste. Niemniej podczas analizy poszczególnych wymagań i specyfikacji zauważa się sprzeczności i niejednoznaczności pomiędzy obowiązującymi normami, co utrudnia właściwą interpretację otrzymywanych wyników pomiarów.
__________
* Instytut Maszyn, Napędów i Pomiarów Elektrycznych Politechniki Wrocławskiej, e-mail:
[email protected]
521
2. PARAMETRY CHARAKTERYZUJACE JAKOŚĆ NAPIĘĆ
ZASILAJĄCYCH OPISYWANE ZGODNIE W PRZEPISACH
NORMALIZACYJNYCH I PRAWNYCH
Część z parametrów jest w ww. dokumentach określona zgodnie. Do tych parametrów należy zaliczyć:
– wartość napięcia zasilającego: 230V i 400V dla sieci nn. Dla sieci śn i WN
wartości napięć są określone jako deklarowane,
– wahania napięcia zasilającego: Un±10% – 95% wartości za zbioru 10-minutowego wartości skutecznych. Un+10%/–15% – 100% wartości.
Podane przedziały dopuszczalne dotyczące napięć nn i śn dodatkowo Rozporządzenie [1] określa tolerancję napięć:
±10% Uc dla sieci o napięciu 110 kV i 220 kV przez 95% w tygodniu,
+5%/–10% dla sieci o napięciu 400kV przez 95% w tygodniu;
– szybkie zmiany napięcia
długookresowy współczynnik migotania światła Plt ≤ 1 dla sieci nn i śn przez 95%
w tygodniu,
dodatkowo Rozporządzenie określa Plt ≤ 0,8 dla WN przez 95% w tygodniu
– asymetria napięcia zasilającego
≤2% dla obciążeń symetrycznych przez 95% w tygodniu,
≤3% dla odbioru niesymetrycznych przez 95% w tygodniu;
– napięcie (przepięcie) przejściowe
zgodność bez ściśle określonej specyfikacji;
– sygnał napięciowy do transmisji informacji nałożony na napięcie zasilające.
Zgodnie z [2] w czasie stanowiącym 99% dnia wartości sygnałów napięcia, uśredniane w ciągu 3 s. powinny być mniejsze lub równe wartościom określonym charakterystyką częstotliwościową.
3.PARAMETRY CHARAKTERYZUJACE JAKOŚĆ NAPIĘĆ
ZASILAJĄCYCH WYMAGAJĄCE DODATKOWYCH KOMENTARZY
Częstotliwość sieciowa
Częstotliwość sieciowa jest znamionową częstotliwością napięcia zasilającego określaną jako liczba powtórzeń składowej podstawowej napięcia mierzona w jednostce czasu.
Pomiar częstotliwości sieciowej jest określany tak samo w normie [4] jak i w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki [1]. W normalnych warunkach pracy wartość średnia
częstotliwości powinna być mierzona w czasie 10s. Wynik częstotliwości podstawowej
jest ilorazem liczby całkowitych okresów mierzonych w czasie 10s, podzielonej przez
całkowity czas trwania pełnych okresów. Należy również pamiętać, że w przypadku,
522
gdy pojedyncze okresy czasu nachodzą na siebie, wyniki są odrzucane. Każdy 10-sekundowy przedział czasu powinien zaczynać się zgodnie z początkiem 10 s czasu zegarowego. Minimalny czas pomiaru wynosi tydzień.
Dopuszczalne wartości częstotliwości sieciowej w sieciach publicznych są zawarte
w normie [2], [7] zarówno dla sieci niskiego jak i średniego napięcia są następujące:
– dla sieci połączonych synchronicznie z systemem elektroenergetycznym
50 Hz ± 1%(tj. 49,5…50,5 Hz)przez 99,5% roku,
50 Hz + 4% /– 6%(tj. 47…52 Hz)przez 100% czasu.
Rozporządzenie Ministra Gospodarki [1] z 2007 roku wprowadza następujące
sprostowanie:
– dla podmiotów zasilanych napięciem <110 kV
50 Hz ± 1%(tj. 49,5…50,5 Hz)przez 99,5% tygodnia,
50 Hz + 4% /–6% (tj. 47…52 Hz) przez 100% tygodnia.
– dla podmiotów zasilanych napięciem ≥110 kV
50 Hz ± 1% (tj. 49,5…50,5 Hz)przez 99,5% tygodnia,
50 Hz + 4%/–6%(tj. 47…52 Hz)przez 100% tygodnia.
Rozporządzenie [1] wyeliminowało możliwości chwilowych spadków i wzrostów
częstotliwości sieciowej poza jej dopuszczalne zakresy oraz określiło dopuszczalne
wartości częstotliwości dla sieci wysokiego napięcia.
W przypadku dopuszczalnych wartości częstotliwości sieciowej w sieciach przemysłowych, norma [3] przyjmuje poziomy kompatybilności dla częstotliwości sieciowej
takie same jak w przypadku sieci publicznych. Przytacza również jeden wyjątek – dla
sieci izolowanej od sieci publicznej dopuszcza się odchylenia częstotliwości do ±4%, przy
czym w tym przypadku poziomy kompatybilności powinny być uzgadniane.
Zapady napięcia
Zapadem nazywamy nagłe zmniejszenie się napięcia zasilającego do wartości zawartej
w przedziale od 90% do 1% napięcia deklarowanego Un, po którym, w krótkim czasie
następuje wzrost napięcia do poprzedniej wartości. Umownie czas trwania zapadu wynosi
od 10ms do 1 minuty. Głębokość zapadu napięcia definiowana jest jako różnica między
minimalną wartością skuteczną napięcia w czasie trwania zapadu, a napięciem deklarowanym. Zapad napięcia może mieć prosty jednostopniowy kształt lub złożony, podczas
którego napięcie zmienia się w dwóch lub więcej stopniach. W praktycznych rozważaniach niezależnie od kształtu jest on traktowany jako pojedyncze zaburzenie. Jako amplituda zapadu o złożonym kształcie jest przyjmowana najczęściej największa zmiana napięcia, a czas trwania jest czasem całego zaburzenia, podczas którego wartość napięcia jest
mniejsza niż 90 % wartości znamionowej [8].
Najczęstszymi powodami powstawania zapadów są zwarcia występujące w instalacjach odbiorców lub w publicznych sieciach rozdzielczych. Zapady są zdarzeniami nieprzewidywalnymi, głównie losowymi. Ich częstość występowania jest zależna od miejsca
obserwacji i rodzaju sieci zasilającej. Co więcej, ich rozkład może być bardzo nieregularny [8].
523
Wskaźnikami opisującymi zapad napięcia są:
– napięcia resztkowe (Ures) lub amplituda zapadu,
– czas trwania zapadu ( t z ).
Napięcie resztkowe Ures, jest najmniejszą wartością napięcia, które wystąpiło podczas zaburzenia (Urms(1/2)), zwykle wyrażone w procentach wartości skutecznej napięcia znamionowego.
U res =
U rms (1 / 2 )
Un
*100%
(1)
Amplituda zapadu jest różnicą pomiędzy napięciem znamionowym lub deklarowanym (Un, Uc) i napięciem resztkowym. Jest najczęściej wyrażana w procentach napięć
(Un, Uc).
Rys. 1. Parametry zapadu napięcia [I-1]
Fig. 1. Parameter of voltage dip
Dotychczas nie określono dopuszczalnych czasów trwania zapadów oraz liczby ich
występowania. Informacje zawarte w normie [2] dotyczą jedynie spodziewanych
wartości amplitud napięcia podczas zapadu oraz najczęściej występujących czasów
trwania, tj. poniżej 1s.
Podczas określania omawianego parametru skoncentrowano się przede wszystkim
na jego detekcji. Przed przystąpieniem do pomiaru zapadów użytkownik powinien
zadeklarować, jaka wartość napięcia będzie traktowana jako napięcie odniesienia.
Norma [4] definiuje początek i koniec zapadu w zależności od systemów:
– W systemach jednofazowych zapad napięcia zaczyna się w chwili, w której napięcie Urms(1/2) zmaleje poniżej wartości progowej zapadu i kończy się w chwili,
w której wartość napięcia Urms(1/2) jest równa lub większa niż próg zapadu powiększony o histerezę napięcia.
– W systemach wielofazowych zapad zaczyna się w chwili, w której napięcie
Urms(1/2) w jednym lub więcej torach pomiarowych jest mniejsze od progu zapa-
524
du napięcia i kończy się, kiedy napięcie Urms(1/2) we wszystkich torach pomiarowych jest równe lub większe niż próg zapadu powiększony o histerezę napięcia.
Typowa wartość histerezy napięcia wynosi 2% deklarowanego napięcia zasilającego Uc.
Analizując zapady napięcia występuje pewna niezgodność, pomiędzy określonym progiem zapadu, czyli 1% i 90% napięcia deklarowanego, a wartością powiększoną o wartość
histerezy, czyli o dodatkowe 2% napięcia zasilającego. W tym przypadku wyniki pomiarów należy poprzeć wytycznymi dotyczącymi zgodności pomiarów ze specyfikacją [10].
Według normy [4] podstawą pomiaru zapadu i wzrostu napięcia powinna być
wartość Urms(1/2) wyznaczona w każdym torze pomiarowym. Urms(1/2) definiowana jest
jako wartość skuteczna mierzonej wielkości wyznaczona w ciągu 1 okresu rozpoczynającego się w chwili przejścia przez zero składowej podstawowej i uaktualniana co
pół okresu. Oznacza to, że pojedyncze okresy 20-to milisekundowe nachodzą na siebie. Według normy [2] wartość Urms(1/2) powinna być wyznaczana co pół okresu, tj. co
10 ms. W przypadku detekcji wzrostu napięcia, próg detekcji wyraża się procentowo
wartością napięcia deklarowanego Uc lub w procentach napięcia referencyjnego
w przesuwnym oknie czasowym Usr. W przypadku stosowania napięcia referencyjnego do wyznaczenia wzrostu zapadu, używa się filtru pierwszego rzędu o stałej czasowej równej 1 min. Działanie filtru zdefiniowane jest w normie [4] następująco:
U sr ( n ) = 0,9967 × U sr ( n −1) + 0,0033 × U (10 / 12) rms ,
(2)
przy czym: Usr(n) jest aktualną wartością napięcia referencyjnego w przesuwnym oknie
czasowym,
Usr(n–1) jest poprzednią wartością napięcia referencyjnego w przesuwnym
oknie czasowym,
U(10/12)rms jest ostatnią wartością skuteczną 10/12-okresową.
Jako początkową wartość napięcia referencyjnego przyjmuje się wartość równą
deklarowanemu napięciu wejściowemu. Wartość ta jest uaktualniana po każdych
10/12 okresach. Jeżeli 10/12-okresowa wartość nie jest oznaczona, wówczas wartość
napięcia referencyjnego w przesuwnym oknie czasowym nie jest uaktualniana i stosowana jest jej poprzednia wartość.
Początek i koniec wzrostów napięcia w zależności od systemu, norma [4] definiuje
podobnie jak w przypadku zapadów napięcia, przy czym wartość napięcia Urms(1/2)
musi wzrosnąć, a nie zmaleć powyżej zadeklarowanego progu wzrostu napięcia.
W przypadku sieci przemysłowych, norma [3] nie rozważa metod detekcji zapadów i wzrostów napięcia. Jako podstawę tymczasową można przyjąć poziomy dotyczące sieci publicznych.
Przerwy w zasilaniu
Przerwami w zasilaniu nazywamy stan, w którym napięcie zasilające spada poniżej
1% napięcia znamionowego Un. Zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki [1],
ustala się następujące rodzaje przerw w dostarczaniu energii elektrycznej:
525
– planowane – wynikające z programu prac eksploatacyjnych sieci elektroenergetycznej; czas ich trwania jest liczony od momentu otwarcia wyłącznika do
czasu wznowienia dostarczania energii elektrycznej;
– nieplanowane – spowodowane wystąpieniem awarii w sieci elektroenergetycznej, przy czym czas trwania przerwy jest liczony od momentu uzyskania przez
przedsiębiorstwo energetyczne zajmujące się przesyłaniem lub dystrybucją
energii elektrycznej informacji o jej wystąpieniu do czasu wznowienia dostarczania.
Planowana przerwa w zasilaniu, o której odbiorca nie został poinformowany jest
traktowana jako przerwa nieplanowana.
Różnice pomiędzy kryteriami oceny przerw w zasilaniu w odpowiednich normach
tkwią w sposobie ich podziału na podstawie czasu trwania.
Dla sieci publicznych niskiego i średniego napięcia, norma [2] wprowadza następujący podział przerw w zasilaniu:
– krótkie – nie przekraczające 3 minut,
– długie – przekraczające 3 minuty.
Norma [2] informuje również, że w innych dokumentach granicą między przerwami krótkimi, a długimi jest 1 minuta. Natomiast w przypadku urządzeń automatyki
zabezpieczeniowej są to 3 minuty. Tak więc interpretacja podziału przerw w zasilaniu
ze względu na czas ich trwania jest problematyczna.
Norma [2] nie wykazuje dopuszczalnych częstości występowania długich przerw
w zasilaniu i czasu ich trwania.
Podział przerw w dostarczaniu energii elektrycznej w zależności od czasu ich
trwania uległ zmianie wraz z wprowadzeniem Rozporządzenia Ministra Gospodarki
[1], wg którego jest on następujący:
– przemijające (mikroprzerwy), trwające krócej niż 1 sekundę,
– krótkie, trwające nie krócej niż 1 sekundę i nie dłużej niż 3 minuty,
– długie, trwające nie krócej niż 3 minuty i nie dłużej niż 12 godzin,
– bardzo długie, trwające nie krócej niż 12 godzin i nie dłużej niż 24 godziny,
– katastrofalne, trwające dłużej niż 24 godziny.
Dodatkowo dla sieci niskiego napięcia, wraz z wejściem w życie Rozporz. Ministra
Gospodarki [1], wprowadzono dopuszczalne czasy trwania przerw w zasilaniu.
– Dla przerwy jednorazowej, czas trwania nie może przekroczyć:
– 16 godzin (w przypadku przerwy planowanej),
– 24 godziny (w przypadku przerwy nieplanowanej).
– Suma czasów trwania w ciągu roku jednorazowych długich i bardzo długich
przerw nie może przekroczyć:
– 35 godzin (w przypadku przerw planowanych),
– 48 godzin (w przypadku przerw nieplanowanych).
Informacje dotyczące metody pomiaru omawianego parametru zawarte są
w normie [4]. Podobnie jak w przypadku badania zapadów napięcia podstawą pomiaru przerwy w zasilaniu powinna być wartość Urms(1/2) wyznaczona w każdym
526
kanale pomiarowym. Początek i koniec przerwy w zasilaniu zdefiniowany jest następująco:
– W systemach jednofazowych przerwa w zasilaniu zaczyna się w chwili, w której napięcie Urms(1/2) jest mniejsze od napięcia progowego przerwy i kończy się
w chwili, w której napięcie Urms(1/2) jest równe lub większe niż napięciowy próg
przerwy powiększony o histerezę.
– W systemach wielofazowych przerwa w napięciu zaczyna się w chwili, w której
napięcia Urms(1/2) we wszystkich torach pomiarowych są mniejsze od napięciowego progu przerwy i kończy się w chwili, w której napięcie Urms(1/2) w każdym
torze pomiarowym jest równe lub większe od napięciowego progu przerwy powiększonego o histerezę.
Napięciowy próg przerwy i histereza napięcia ustalane są przez użytkownika zgodnie z potrzebą pomiaru. Napięciowy próg przerwy nie powinien być mniejszy niż
poziom niepewności pomiaru napięcia resztkowego powiększony o wartość histerezy.
Typowa wartość histerezy jest równa 2% napięcia deklarowanego Uc. Napięciowy
próg przerwy może być równy np. 5% Uc [4].
W przypadku analizy przerw w zasilaniu, należy postępować podobnie jak w przypadku oceny zapadów napięcia. Kiedy wynik pomiaru jest bliski granicy przerwy
i mieści się w przedziale histerezy, czyli ±2% napięcia deklarowanego od granicy
przerwy, wówczas w celu poprawnej oceny parametru należy postępować zgodnie
z wytycznymi dotyczącymi zgodności pomiarów ze specyfikacją [10].
W przypadku pomiaru przerw w zasilaniu w sieciach przemysłowych, norma [3]
przyjmuje poziomy takie same jak w sieciach publicznych.
Harmoniczne i interharmoniczne
Częstotliwości harmoniczne są całkowitymi wielokrotnościami częstotliwości
podstawowej. Z punktu widzenia rodzaju analizowanych w elektrotechnice przebiegów można wyróżnić harmoniczne napięcia lub prądu. Ze względu na relację częstotliwości składowych analizowanego przebiegu odkształconego, do częstotliwości
składowej podstawowej, można wyróżnić prócz harmonicznych dodatkowo interharmoniczne napięcia. Są to napięcia sinusoidalne o częstotliwości zawartej między
harmonicznymi, tj. częstotliwości nie będącej całkowitą krotnością częstotliwości
składowej podstawowej. Interharmoniczne napięcia o niewiele różniących się wartościach częstotliwości mogą wystąpić w tym samym czasie tworząc widmo szerokopasmowe.
W układach trójfazowych rozpatruje się harmoniczne z uwzględnieniem pojęć składowych symetrycznych. I tak dla k = 1, 2, 3, … dla poszczególnych kolejności faz:
– zgodnej odpowiadają harmoniczne rzędu 3k + 1,
– zerowej odpowiadają harmoniczne rzędu 3k,
– przeciwnej odpowiadają harmoniczne rzędu 3k – 1.
Dopuszczalne wartości poszczególnych harmonicznych są zawarte w normie [2].
Natomiast pierwsze poprawki dotyczące wartości harmonicznych pojawiły się wraz
z wejściem w życie Rozporządzenia Ministra Gospodarki [1].
527
Dokument [1] wprowadza podział sieci publicznych na podmioty, których urządzenia, instalacje i sieci przyłączane bezpośrednio do sieci o napięciu znamionowym
<110 kV i ≥110 kV. W przypadku normy [2] podział dotyczy podmiotów zasilanych
niskim napięciem do 1 kV oraz średnim od 1 kV do 35 kV.
Sposób wyznaczania harmonicznych nie uległ zmianie. Zarówno w normach [2],
[4] oraz Rozporządzeniu [1] jest on zgodny i zakłada, że w normalnych warunkach
pracy w ciągu każdego tygodnia, 95% ze zbioru 10-minutowych średnich wartości
skutecznych każdej harmonicznej powinno być mniejsze od wartości podanych w ww.
dokumentach.
Dopuszczalna wartość współczynnika THD w sieciach publicznych zarówno niskiego, jak i średniego napięcia określona jest w normie [2] i wynosi ≤8%. Różnica
pojawia się jednak w przypadku podmiotów zasilanych napięciem ≥110 kV, dla
których rozporządzenie [1] ogranicza wartość THD do ≤3%. W przypadku sieci
przemysłowych, dopuszczalne wartości THD zawarte są w normie [3] i określane
na podstawie klas środowiska elektromagnetycznego, które są zdefiniowane następująco:
– Klasa 1: dotyczy zasilań chronionych i ma poziomy kompatybilności niższe niż
poziomy dla sieci publicznej.
– Klasa 2: dotyczy wspólnych punktów połączenia z siecią publiczną PCC oraz
wewnętrznych punktów przyłączenia IPC w środowisku przemysłowym i ma
poziomy kompatybilności takie jak w sieci publicznej.
– Klasa 3: dotyczy wyłącznie wewnętrznych punktów przyłączenia IPC w środowiskach przemysłowych i ma poziomy kompatybilności wyższe niż dla sieci
publicznej.
Wartości poszczególnych harmonicznych napięcia w sieciach publicznych nn i śn
zawarte są w normie [2].
Zmiany wprowadzone przez Ministra Gospodarki dotyczą tylko i wyłącznie harmonicznych wyższych rzędów, które mają niewielki wpływ na jakość napięcia zasilającego. Rozporządzenie Ministra Gospodarki [1] określa dodatkowo wartości dopuszczalne harmonicznych w sieciach WN, są to wartości bardzo rygorystyczne zarówno
dla niskich jak i wysokich rzędów.
Dopuszczalne wartości harmonicznych w sieciach przemysłowych zawarte są
w normie [3] i podobnie jak całkowity współczynnik odkształceń harmonicznych ich
wartości zależą od klasy środowiska elektromagnetycznego.
Tabela 1. Dopuszczalne poziomy THD w sieciach przemysłowych.
Table 1. Compatibility levels for Total harmonic distortion In industrial plants
Klasa środowiska elektromagnetycznego
1
2
3
THDu
5%
8%
10%
528
Zmiany w zakresie badania harmonicznych i interharmonicznych obserwujemy nie
tylko w przypadku ich dopuszczalnych wartości, ale również w sposobach badania
emisyjności odbiorników i wyznaczania zawartości harmonicznych i interharmonicznych w sieci.
Podczas analizy przebiegów okresowych nie ma problemu z synchronizacją
czasu i podstawowego okresu otrzymanego przebiegu (także z harmonicznymi).
W przypadku analizy interharmonicznych występują komplikacje. Częstotliwości
tych składowych nie tylko nie są całkowitymi krotnościami częstotliwości podstawowej, ale dodatkowo często ulegają zmianie w czasie, co utrudnia pomiar [9].
Ze względu na obecność sygnałów harmonicznych i interharmonicznych, częstotliwość Fouriera, która jest największym wspólnym podzielnikiem dla wszystkich
składowych częstotliwości występujących w sygnale, jest różna od podstawowej częstotliwości napięcia zasilającego i zwykle bardzo mała. W związku z tym powstają
dwa rodzaje problemów:
– minimalny czas próbkowania może być długi, a liczba próbek duża,
– podstawowa częstotliwość Fouriera jest często trudna do przewidzenia, ponieważ częstotliwości wszystkich składowych sygnałów nie są z założenia
znane [9].
Aby tego uniknąć ww. sytuacji opracowano normę pomiarową [5], dzięki której
proces pomiaru jest łatwiejszy, a rezultaty są powtarzalne. Norma [5], określa metodę pomiaru interharmonicznych opartą na koncepcji tzw. grupowania. Podstawą jest
analiza Fouriera przeprowadzona w oknie czasowym 10 okresów częstotliwości
czasowej 50 Hz, to jest ok. 200 ms. Próbkowanie jest synchroniczne z częstotliwością sieci zasilającej za pomocą pętli fazowej. Wynikiem jest spektrum o 5 Hz rozdzielczości. Norma [5] definiuje sposób przetworzenia otrzymanych w ten sposób
indywidualnych 5 Hz prążków widma w celu wyznaczenia tzw. grup harmonicznych lub interharmonicznych, względem których odnoszone są zalecenia norm
i raportów technicznych [9].
Podczas wyznaczania harmonicznych, wyjście Dyskretnej Transformaty Fouriera
DFT podlega grupowaniu, które norma [5] określa w sposób następujący:
Gg2, n =
4
Ck2− 5
C2
Ck2+ i + k + 5 ,
+
2
2
i = −4
∑
(3)
przy czym: Ck + i jest skuteczną wartością składowej widmowej odpowiadającej wejściowemu prążkowi DFT,
Gg , n jest wypadkową skuteczną wartością grupy harmonicznej.
Po krótkim czasie została wprowadzona poprawka [6], w której opisano technikę
grupowania w następujący sposób:
529
( N / 2 ) −1
1
1
Yg2, h = YC2, ( N × h ) − N / 2 +
YC2, ( N × h ) + k + YC2, ( N × h ) + N / 2 ,
2
2
k = ( − N / 2 ) +1
∑
(4)
przy czym: YC , ( N × h ) + k jest skuteczną wartością składowej widmowej odpowiadającą
wejściowemu prążkowi DFT,
( N × h) + k jest rzędem składowej widmowej,
Yg , h jest wypadkową skuteczną wartością grupy harmonicznej.
Podobna sytuacja występuje podczas wyznaczania wartości podgrup harmonicznych napięcia. Norma [5] opisuje je zgodnie z równaniem:
Gsg2 , n =
1
∑C
2
k +i
,
(5)
i = −1
przy czym: Ck + i jest skuteczną wartością składowej widmowej odpowiadającą wejściowemu prążkowi DFT,
Gsg , n jest wypadkową skuteczną wartością podgrupy harmonicznej.
Poprawka, jaka została nałożona na tą zależność w normie [6] jest następująca:
Ysg2 , h =
1
∑Y
2
C ,( N ×h) + k
,
(6)
k = −1
przy czym: YC , ( N × h ) + k jest skuteczną wartością składowej widmowej odpowiadającą
wejściowemu prążkowi DFT,
( N × h) + k jest rzędem składowej widmowej,
Ysg , h jest wypadkową skuteczną wartością podgrupy harmonicznej.
Ze względu na fakt, że składowe interharmoniczne zmieniają się nie tylko co do
wartości, ale również co do częstotliwości wprowadzono grupy i podgrupy interharmonicznych. Norma [5] określiła grupę interharmoniczną jako łączną wartość interharmonicznych zawartych między dwoma dyskretnymi harmonicznymi. Zależnie od częstotliwości i systemu zasilającego grupy interharmonicznych wyrażone są następująco:
Cig2 , n =
9
∑C
2
k +i
,
(7)
i =1
przy czym:
ig , n
jest grupą interharmoniczną o rzędzie n ,
Cig , n jest skuteczną wartością grupy interharmonicznej zawartej między
harmonicznymi o rzędach n i n + 1 .
530
Podobnie jak w przypadku grup i podgrup harmonicznych, norma [6] wprowadza
poprawkę dotyczącą wyznaczania grup interharmonicznych dla systemu o częstotliwości 50 Hz, w następujący sposób:
Yig2, h =
N −1
∑Y
2
C ,( N ×h) + k
,
(8)
k =1
przy czym:
ig , h
jest grupą interharmoniczną o rzędzie h ,
Yig , h jest skuteczną wartością grupy interharmonicznej zawartej między
harmonicznymi o rzędach h i h + 1 .
Wartości amplitud i kątów fazowych są zmniejszone na wskutek wyłączenia składowych bezpośrednio sąsiadujących z częstotliwościami harmonicznymi. Dlatego też,
w celu wyznaczenia wartości skutecznych centrowanych podgrup interharmonicznych
Cig , n , składowe będące danymi na wyjściu DTF zgodnie z normą [5] są przegrupowywane następująco:
2
Cisg
,n =
8
∑C
2
k +i
,
(9)
i=2
przy czym: Ck + i są wartościami skutecznymi odpowiednich składowych widmowych uzyskanych z DTF,
Cig , n jest wartością skuteczną centrowanej podgrupy interharmonicznej
o rzędzie n dla częstotliwości większych niż częstotliwość harmonicznej
o rzędzie n .
Zmiany dotyczące wyznaczania centrowanych podgrup interharmonicznych dla
systemu o częstotliwości 50 Hz, norma [6] określa w następujący sposób:
2
Yisg
,h =
N −2
∑Y
2
C ,( N ×h) + k
,
(10)
k =2
przy czym: YC , ( N × h ) + k są wartościami skutecznymi odpowiednich składowych widmowych uzyskanych z DTF, dla częstotliwości większych niż częstotliwość harmonicznej o rzędzie h ,
Yisg , h jest wartością skuteczną centrowanej podgrupy interharmonicznej
o rzędzie h .
Różnice w wyznaczaniu centrowanych grup interharmonicznych pomiędzy normą
[5], a jej poprawką [6] dotyczą nie tylko samych wzorów, ale również interpretacji
poszczególnych członów tych zależności.
531
Różnice dotyczących teorii grupowania, prezentują poniższe rysunki.
a)
b)
c)
d)
Rys. 5. Ilustracja grup i podgrup harmonicznych i interharmonicznych:
a), c) – dla normy [5]; b), d) – dla normy [6]
Fig. 5. Ilustration of a harmonice and interharmonics goups and subgroups
Zależności opisujące grupy i podgrupy harmonicznych i interharmonicznych
różnią się między sobą zapisem, jednak ich znaczenie jest takie samo. Ilustracje
przedstawione na rysunku 5 dla normy [5] są poprawne. Natomiast w przypadku
ilustracji według normy [6] są one pomyłką graficzną, która może wprowadzić
w błąd.
Dotychczas nie określono dopuszczalnych wartości interharmonicznych napięcia,
jednak rozważane jest wprowadzenie dopuszczalnych ich poziomów po zdobyciu
większego doświadczenia.
532
Poza techniką grupowania harmonicznych i interharmonicznych norma [5] wprowadziła definicje dotyczące współczynników odkształceń. Prócz powszechnie stosowanego współczynnika całkowitego odkształcenia harmonicznych THD, wprowadzono następujące definicje:
– Całkowity współczynnik odkształcenia grup harmonicznych THDG.
– THDG jest stosunkiem skutecznej wartości grup harmonicznych ( g) do skutecznej wartości grupy związanej ze składową podstawową:
⎛ Ggn ⎞
⎜
⎟
THDG =
⎜
⎟
n = 2 ⎝ G g1 ⎠
H
∑
2
(11)
gdzie: G – reprezentuje skuteczną wartość składowej harmonicznej,
H – definiowane w każdej normie dotyczącej wartości dopuszczalnych.
– Całkowity współczynnik odkształcenia podgrup harmonicznych THDS.
THDS jest stosunkiem wartości podgrup harmonicznych (sg) do skutecznej wartości podgrupy związanej ze składową podstawową:
⎛ Gsgn ⎞
⎜
⎟
THDS =
⎜
⎟
n = 2 ⎝ Gsg1 ⎠
H
∑
2
(12)
– Częściowo ważony współczynnik odkształcenia PWHD.
PWHD jest stosunkiem wartości wybranej grupy harmonicznych wyższych rzędów, ważonej przez rząd harmonicznej n (od rzędu Hmin do Hmax), do skutecznej wartości składowej podstawowej:
H max
⎛G ⎞
PWHD =
n⎜⎜ n ⎟⎟
n = H min ⎝ G1 ⎠
∑
2
(13)
gdzie: Hmin i Hmax – są definiowane w każdej normie dotyczącej wartości dopuszczalnych.
Koncepcja częściowo ważonego współczynnika odkształcenia harmonicznego została wprowadzona w celu określenia pojedynczej wartości, dopuszczalnej dla agregacji składowych harmonicznych wyższych rzędów.
4.PODSUMOWANIE
Podczas badania jakości energii elektrycznej w oparciu o znormalizowane dokumenty dotyczące zarówno metod pomiarowych jak i dopuszczalnych wartości poszczególnych parametrów, napotyka się wiele różnic i niezgodności. Spośród 11 pa-
533
rametrów charakteryzujących jakość napięcia zasilającego, tylko 6 można prawidłowo
zbadać korzystając z norm [2] i [4]. Analizując aktualne normy dotyczące jakości
energii elektrycznej oraz Rozporządzenie Ministra Gospodarki [1], napotyka się różnice w wyznaczaniu: częstotliwości sieciowej, zapadów napięcia, przerw w zasilaniu,
harmonicznych i interharmonicznych napięcia.
Częstotliwość sieciowa zgodnie z normą [7] powinna mieścić się w przedziale od
49,5 Hz do 50,5 Hz przez 99,5% roku oraz od 47Hz do 52Hz przez cały okres trwania pomiaru. W takim przypadku, aby dokonać poprawnej analizy tego parametru,
konieczna byłaby jego roczna obserwacja. Stanowiłoby to spory kłopot, ze względu
na to, że standardowe pomiary jakości energii elektrycznej trwają tydzień. Dla ułatwienia Rozporządzenie Ministra Gospodarki [1] proponuje tygodniowe okresy
pomiaru częstotliwości sieciowej przy zachowaniu tych samych wartości dopuszczalnych.
Podczas pomiaru zapadów napięcia napotyka się wiele sprzeczności między normą
[2], a normą [4]. Dla wszystkich znormalizowanych dokumentów zapad występuje,
gdy wartość skuteczna napięcia spadnie od 90% Un do 1% Un, jednak według normy
[2] jest on rozpatrywany dla pojedynczej fazy, a w przypadku normy [4] może zacząć
się w jednej fazie, a skończyć w innej. Co więcej, według normy [2] pomiaru zapadu
dokonuje się co pół okresu, tj. co 10 ms. Natomiast w przypadku normy [4], mierzy
się wartości okresowe, tj. co 20 ms, które są odświeżane co pół okresu. W rezultacie
otrzymuje się 20-milisekundowe okresy nałożone na siebie. Obie metody pomiarowe
zapadów napięcia nie gwarantują jego wykrycia, w przypadku, gdy zapad rozpocznie
się w pierwszej sekundzie okresu i będzie trwał np. 7 sekund. W sytuacji, gdy zapad
zostanie wykryty na początku okresu, a po 10 milisekundach wartość napięcia ustabilizuje się do wartości większej niż 90% Un, wówczas aparatura pomiarowa zarejestruje
takie zdarzenie i przypisze mu czas trwania połowy okresu, tj. 10 ms. Ostatecznie
podczas pomiaru zapadów należy określić, na podstawie którego dokumentu zostały
wykonane badania.
Dokonując pomiaru przerw w zasilaniu napotyka się na problem ich podziału ze
względu na czas trwania. Norma [2] wyróżnia przerwy krótkie (trwające poniżej
3 minut) oraz długie (trwające powyżej 3 minut). Zawiera również informacje, że granicą podziału przerw na krótkie i długie może być jedna minuta. Analizując otrzymane
wyniki przerw w zasilaniu zgodnie z Rozporządzeniem Ministra Gospodarki [1], należy wyróżnić przerwy: przemijające, krótkie, długie, bardzo długie oraz katastrofalne. Z uwagi na fakt, że wykorzystywana aparatura pomiarowa dzieli przerwy
w zasilaniu zgodnie z normą [2], aby poprawnie wykonać sprawozdanie badawcze
z pomiarów, należy indywidualnie analizować każde zdarzenie zgodnie z Rozporządzeniem [1].
Różnice między znormalizowanymi dokumentami w pomiarze harmonicznych
dotyczą ich dopuszczalnych wartości powyżej 25. rzędu. Są one zwykle bardzo małe
i ciężkie do przewidzenia, dlatego też nie mają dużego wpływu na jakość energii
elektrycznej.
534
Norma [5] określa pomiar interharmonicznych na podstawie techniki grupowania. Jej celem jest pomiar 10 prążków sygnału zawartych pomiędzy wielokrotnościami częstotliwości podstawowej. Na podstawie otrzymanych wyników byłaby
możliwość obliczania współczynników zniekształceń grup oraz podgrup harmonicznych. Pozwoliłoby to na analizę wpływu interharmonicznych na badany sygnał.
Do chwili obecnej nie określono jednak dopuszczalnych wartości tych współczynników, ale powinny być znane w najbliższej przyszłości, po zdobyciu większej wiedzy i doświadczeń.
Interpretacja wyników badań jakości energii elektrycznej musi być rozpatrzona na
podstawie wszystkich dokumentów normalizacyjnych. W sytuacjach, w których występują różnice pomiędzy obowiązującymi dokumentami należy kierować się Rozporządzeniem Ministra Gospodarki [1], gdyż jest dokumentem o najwyższej randze.
Normy szerzej traktują problem badania jakości energii elektrycznej, dlatego też
spełnienie zawartych w nich warunków w wyższym stopniu przyczynia się do zapewnienia lepszych parametrów napięcia zasilającego.
LITERATURA
[1] Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego z dnia 4.05.2007, Dz.U. nr 93.
[2] PN-EN 50160:2002, Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych.
[3] PN-EN 61000-2-4:2002, Środowisko – Poziomy kompatybilności dotyczące zaburzeń przewodzonych małej częstotliwości w sieciach zakładów przemysłowych.
[4] PN-EN 61000-4-30:2005, Metody badań i pomiarów, Metody pomiaru jakości energii.
[5] PN-EN 61000-4-7:2007, Metody badań i pomiarów, Ogólny przewodnik dotyczący pomiarów harmonicznych i interharmonicznych oraz przyrządów pomiarowych, dla sieci zasilających i przyłączonych do nich urządzeń.
[6] IEC 61000-4-7:2008 Edition 2.0, Testing and measurement techniques – General guide on harmonics and interharmonics measurements and instrumentation, for Power supply systems and equipment
connected thereto.
[7] PN-EN 50160:2002/Ap 1, Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach rozdzielczych.
[8] www.jakoscenergii.ovh.org
[9] URBAŃSKI K., Pomiary jakości energii elektrycznej z wykorzystaniem techniki mikroprocesorowej, KNWS04 W: Instytut Informatyki i Elektroniki Uniwersytet Zielonogórski.
[10] ILAC-G8:03/2009, Wytyczne dotyczące przedstawiania zgodności ze specyfikacją.
POWER QUALITY MEASUREMENT.
COMPARATIVE ANALYSIS OF MEASURING METHOD AND REGULATION
The paper shows problems in power quality assessment arisen from ambiguous standards criteria and
measuring methods. That problems cause difficulties in assessment of voltage quality relative to different
standards and regulation. Additionally unique assessment of power quality is made difficult by lack of
the given permissible values for some parameters.