Opracowanie - Instytut Łączności

Zakład Sieci (Z – 2)
Opracowanie koncepcji i ocena wykonalności
urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej
w miejscu jej dostarczenia do odbiorcy
Praca nr 02.30.003.8
Warszawa, grudzień 2008
Opracowanie koncepcji i ocena wykonalności urządzenia pomiarowego jakości energii
elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do odbiorcy.
Praca nr 02.30.003.8
Słowa kluczowe: jakość energii elektrycznej; pomiar energii elektrycznej..
Kierownik pracy: mgr inż. Stanisław Dziubak.
Wykonawcy pracy :
mgr inż.
mgr inż.
mgr inż.
mgr inż.
techn.
Stanisław
Paweł
Dariusz
Grzegorz
Grzegorz
gł. spec.
Dziubak
Gajewski
Gacoń
Mitura
Baumgart
st. spec. b-t
st. spec. b-t
mł.spec.
st. technik
.
Kierownik Zakładu : mgr inż. Dariusz Gacoń.
© Copyright by Instytut Łączności, Warszawa 2008
2
Spis treści
Spis treści ................................................................................................................................... 3
1.
Definicje ............................................................................................................................. 4
2.
Uzasadnienie potrzeby powstania urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej
w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy.......................................................... 9
3.
Wymagania techniczno-eksploatacyjne dla urządzenia pomiarowego jakości energii
elektrycznej w miejscu jej dostarczania do końcowego odbiorcy. .................................. 11
4.
Koncepcja realizacji urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej
dostarczenia do końcowego odbiorcy. ............................................................................. 16
5.
Analiza wykonalności urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu
jej dostarczenia do końcowego odbiorcy. ........................................................................ 21
Bibliografia............................................................................................................................... 22
3
1. Definicje
•
Tor pomiarowy
odrębny obwód pomiarowy w przyrządzie.
UWAGA Pojęcia „tor pomiarowy” i „faza” mają różne znaczenia. W torze
napięciowym mierzona jest z definicji różnica potencjałów pomiędzy dwoma
przewodnikami. Faza odnosi się do pojedynczego przewodnika. W układzie
wielofazowym tor pomiarowy może być pomiędzy dwoma fazami lub między fazą
i przewodem neutralnym lub pomiędzy fazą, a ziemią.
•
Deklarowane napięcie wejściowe Udin
wartość napięcia wyznaczona na podstawie deklarowanego napięcia zasilającego i
przełożenia przetwornika.
•
Deklarowane napięcie zasilające Uc
deklarowane napięcie zasilające Uc jest w normalnych warunkach równe napięciu
znamionowemu Un. Jeżeli, w wyniku porozumienia między dostawcą i odbiorcą,
na zaciskach odbiorcy występuje napięcie różniące się od znamionowego,
wówczas jest ono deklarowanym napięciem zasilającym Uc.
•
Wartość progowa zapadu
wartość napięcia określona w celu wyznaczenia początku i końca zapadu napięcia.
•
Oznaczone wyniki pomiaru
dla każdego czasu pomiaru, podczas którego występują przerwy, zapady lub
wzrosty napięcia, wynikom pomiarów wszystkich innych parametrów, które w
tym czasie zostały zmierzone, przyporządkowuje się znacznik.
•
Migotanie światła
wrażenie niestabilności postrzeganego obrazu spowodowane przez bodziec
świetlny, którego luminancja lub rozkład widmowy zmieniają się w czasie.
•
Składowa podstawowa
składowa o częstotliwości podstawowej.
4
•
Częstotliwość podstawowa
częstotliwość w widmie uzyskanym z transformaty Fouriera funkcji czasu,
względem której odniesione są wszystkie częstotliwości widma.
UWAGA W przypadku jakiejkolwiek wątpliwości, częstotliwość podstawowa
powinna być wyznaczona na podstawie liczby biegunów i prędkości wirowania
generatora synchronicznego (generatorów) zasilającego system.
•
Składowa harmoniczna
każda składowa o częstotliwości harmonicznej.
UWAGA Jej wartość jest zwykle podawana jako wartość skuteczna. W skrótowej
formie składowa ta może być określana mianem harmonicznej.
•
Częstotliwość harmonicznej
częstotliwość będąca całkowitą krotnością częstotliwości podstawowej.
UWAGA Iloraz częstotliwości harmonicznej i częstotliwości podstawowej jest
rzędem harmonicznej
•
Histereza
różnica pomiędzy wartościami progowymi początku i końca pomiaru.
UWAGA 1
Ta definicja dotyczy pomiarów parametrów jakości energii (PQ)
i jest różna od definicji podanej w IEV, która odnosi się do nasycenia żelaznego
rdzenia.
UWAGA 2
Celem wprowadzenia histerezy w pomiarach PQ jest uniknięcie
zliczania wielokrotnych zaburzeń w przypadku, gdy wartość mierzonego
parametru oscyluje wokół wartości progowej.
•
Wielkość mająca wpływ na wynik pomiaru
każda wielkość, która może mieć wpływ na działanie przyrządu pomiarowego.
UWAGA Wielkość ta jest z reguły zewnętrzna względem przyrządu
pomiarowego.
•
Składowa interharmoniczna
składowa o częstotliwości interharmonicznej.
UWAGA Jej wartość jest zwykle podawana jako wartość skuteczna. W skrótowej
formie składowa ta może być określana mianem interharmonicznej.
5
•
Częstotliwość interharmoniczna
każda częstotliwość, która nie jest całkowitą krotnością częstotliwości
podstawowej.
UWAGA 1
Poprzez rozwinięcie terminu „rząd harmonicznej” termin „rząd
interharmonicznej” określa się jako iloraz częstotliwości interharmonicznej i
częstotliwości podstawowej. Iloraz ten nie jest liczbą całkowitą
(zalecany symbol „m” ).
UWAGA 2
Jeśli m<1, może być stosowany termin „częstotliwość
subharmoniczna”.
•
Przerwa
zmniejszenie wartości napięcia, w rozważanym punkcie systemu zasilającego,
poniżej wartości progowej przerwy.
•
Wartość progowa przerwy
wartość napięcia określona w celu wyznaczenia początku i końca przerwy w
zasilaniu.
•
Niepewność pomiaru
maksymalne
rzeczywistą.
•
spodziewane
odchylenie
pomiędzy
wartością
zmierzoną
a
Napięcie znamionowe Un
napięcie określające lub identyfikujące system zasilający.
•
Odchylenie w górę
różnica pomiędzy zmierzoną i znamionową wartością parametru, tylko w
przypadku gdy wartość zmierzona jest większa niż znamionowa.
•
Jakość energii elektrycznej
charakterystyki
energii
elektrycznej
w
danym
punkcie
systemu
elektroenergetycznego, oceniane na podstawie zbioru parametrów referencyjnych.
UWAGA Parametry te w pewnych przypadkach mogą dotyczyć kompatybilności
pomiędzy dostawą energii elektrycznej w sieci zasilającej i odbiornikami
przyłączonymi do tej sieci.
6
•
Wartość skuteczna
Pierwiastek kwadratowy z średniej arytmetycznej sumy kwadratów wartości
chwilowych mierzonej wielkości uzyskanych w określonym przedziale czasu i w
określonym paśmie.
•
Wartość skuteczna półokresowa Urms(1/2)
wartość skuteczna mierzonej wielkości wyznaczona w ciągu jednego okresu
rozpoczynającego się w chwili przejścia przez zero składowej podstawowej i
uaktualniana co pół okresu.
UWAGA 1
Technika ta jest stosowana niezależnie dla każdego toru
pomiarowego i w przypadku systemów wielofazowych daje wartości skuteczne w
kolejnych chwilach czasu w różnych torach pomiarowych.
UWAGA 2
Ta wartość jest stosowana jedynie w odniesieniu do detekcji
zapadów, wzrostów i przerw w zasilaniu.
•
Przedział zmian wielkości wpływających na pomiar
przedział zmian wartości pojedynczej wielkości wpływającej na pomiar.
•
Pomiarowy tor referencyjny
jeden z napięciowych torów pomiarowych zaprojektowany jako tor odniesienia dla
pomiarów wielofazowych.
•
Napięcie resztkowe Ures
minimalna wartość napięcia Urms(1/2) zarejestrowana podczas zapadu napięcia
lub przerwy w zasilaniu.
UWAGA Napięcie resztkowe jest wyrażane w woltach, procentach lub
jednostkach względnych w odniesieniu do deklarowanego napięcia wejściowego.
•
Wartość referencyjna napięcia w przesuwnym oknie czasowym Usr
Wartość napięcia uśredniona w określonym przedziale czasu, reprezentująca
napięcie poprzedzające zapad napięcia lub jego wzrost.
UWAGA Wartość referencyjna napięcia w przesuwnym oknie czasowym jest
stosowana do wyznaczania zmiany napięcia podczas zapadu lub wzrostu.
•
Wartość progowa wzrostu napięcia
wartość napięcia określona w celu wyznaczenia początku i końca wzrostu.
7
•
Agregacja czasowa
kombinacja kilku kolejnych wartości rozważanego parametru (każdy wyznaczony
w takich samych przedziałach czasu) w celu uzyskania wartości dla dłuższego
przedziału czasu.
•
Odchylenie w dół
absolutna wartość różnicy pomiędzy zmierzoną i znamionową wartością
parametru, tylko w przypadku gdy zmierzona wartość parametru jest mniejsza niż
znamionowa.
•
Zapad napięcia
czasowe zmniejszenie się napięcia w danym punkcie systemu elektrycznego
poniżej wartości progowej.
UWAGA
Przerwy są szczególnym przypadkiem zapadu napięcia. Do
rozróżnienia zapadów napięcia i przerw w zasilaniu może być zastosowane
późniejsze przetworzenie wyników pomiaru.
•
Wzrost napięcia
czasowy wzrost napięcia w danym punkcie systemu elektrycznego powyżej
wartości progowej.
•
Asymetria napięcia
w sieciach wielofazowych stan, w którym nie wszystkie wartości skuteczne napięć
międzyfazowych (składowa podstawowa) lub kąty fazowe między kolejnymi
napięciami międzyfazowymi są równe.
UWAGA 1
Stopień nierówności jest zwykle wyrażany wartością ilorazów
składowych symetrycznych kolejności przeciwnej i zerowej do składowej
kolejności zgodnej.
8
2. Uzasadnienie potrzeby powstania urządzenia pomiarowego
jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do
końcowego odbiorcy.
Nadzór sieci energetycznych rozwijał się do tej pory tak, iż objęte nim były jedynie
sieci powyżej 15 kV. Dla nich dokonywano pomiarów parametrów, monitorowano ich stan,
itp. Sieci niskiego napięcia (nn 380V/250 V) dostarczające energię elektryczną do końcowego
odbiorcy w zasadzie nigdy nie były monitorowane. Nie mierzono też parametrów tej energii.
Nikt do tej pory nie przejmował się jakością energii dostarczanej do końcowego odbiorcy,
szczególnie indywidualnego, prywatnego klienta, bez względu na to, czy było to
gospodarstwo domowe czy prywatny zakład produkcyjny. Ostatnio sytuacja zmieniła się
diametralnie. Zaistniała bowiem potrzeba pomiaru jakości energii elektrycznej w miejscu jej
dostarczenia do końcowego odbiorcy zarówno ze strony regulatora, jak i firm
dystrybuujących energię.
Regulator – w Polsce Urząd Regulacji Energetyki (URE), w ramach projektu
Transition Facility PL 2005/017-488.02.04 pt ”Wzmocnienie nadzoru regulatora nad
sektorem energii” został zobowiązany do zdalnej analizy jakości zasilania w miejscu
dostarczania energii elektrycznej do odbiorcy, oraz przygotowywania raportów
merytorycznych w tej sprawie. Nie da się zrealizować tego zadania bez rozmieszczenia
odpowiedniej ilości przyrządów monitorujących jakość energii elektrycznej, rozmieszczonych
w miejscach dostarczania jej do końcowego klienta. Docelowo URE zamierza zainstalować
25.000 takich urządzeń. Dystrybutorzy energii elektrycznej mają z kolei ze strony końcowych
odbiorców coraz więcej interwencji w sprawie jakości dostarczanej energii. Interwencje, a
nawet sprawy sądowe o odszkodowania, kierują szczególnie przedsiębiorstwa, u których zła
jakość energii elektrycznej lub przerwy w jej dostawie powodują znaczne straty finansowe. W
sporze pomiędzy dostawcą a odbiorcą energii elektrycznej, niezbędne jest, jako materiał
dowodowy, przedstawienie wyników monitorowania jakości dostarczanej energii za dany
okres czasu. Do teego są potrzebne odpowiednie przyrządy monitorujące.
W wyniku rozmów i konsultacji przeprowadzonych z przedstawicielami URE oraz
kierownictwem różnych dystrybutorów energii elektrycznej – koncernu ENERGA, grupy
dystrybucyjnej ENEA, Zakładu Energetycznego Warszawa-Teren S.A., okazało się, iż nie ma
właściwie na rynku odpowiedniego, taniego przyrządu , który mógłby by być wykorzystany
do pomiarów i i monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczania do
końcowego odbiorcy. W ramach niniejszej pracy, przeprowadzono też własne badanie
krajowego i zagranicznego rynku pod katem dostępności tego typu przyrządów. Z jednej
strony są co prawda dostępne laboratoryjne przyrządy pomiarowe, które umożliwiają
dokonanie pełnych pomiarów jakości dostarczonej energii elektrycznej z odpowiednią
dokładnością, ale są bardzo drogie i nie nadają się do zastosowania w trudnych warunkach
atmosferycznych np. w terenie, na słupie przy transformatorze. Są to przyrządy np. firmy
FLUKE. Z drugiej strony są też dostępne popularne, stosunkowo tanie mierniki energii
elektrycznej różnych producentów. Są one z kolei za mało dokładne i nie zapewniają
pomiarów wszystkich parametrów jakości energii elektrycznej, co ogranicza możliwości ich
9
wykorzystania jako przyrządów kontrolnych. Poza tym nie są one także przystosowane do
pracy w terenie, w trudnych warunkach atmosferycznych. Z braku odpowiednich przyrządów
mierniki te są jednak używane przez dystrybutorów energii elektrycznej jako zastępcze
przyrządy do pomiaru jej jakości. Są one wówczas umieszczane w specjalnych,
wodoszczelnych torbach i zawieszane na okres pomiarów na słupie przy transformatorze nn.
Najczęściej terenowa jednostka organizacyjna dostawcy energii elektrycznej dysponuje
kilkunastoma takimi przyrządami, a odpowiednie ekipy zmieniają miejsce ich instalacji, w
zależności od aktualnych potrzeb. Przyrządy te nie umożliwiają zbierania danych
pomiarowych on line w oddalonym centrum nadzoru.
Wobec opisanej powyższej sytuacji postanowiono opracować w Instytucie Łączności
specjalistyczny przyrząd do pomiaru i monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu
dostarczania jej do końcowego odbiorcy. Przyrząd ten powinien odpowiadać potrzebom
zarówno URE jak i dystrybutorów energii elektrycznej, a jednocześnie być odpowiednio tani
w produkcji i instalacji. W ramach projektu wykonano wymienione poniżej prace.
1. Od dystrybutorów energii elektrycznej oraz od Urzędu Regulacji Energetyki zebrano
informacje i wymagania dotyczące pomiaru i monitorowania jakości energii
elektrycznej w miejscu dostarczania jej do końcowego odbiorcy.
2. Opracowano wymagania techniczno - eksploatacyjne specjalistycznego przyrządu do
pomiaru i monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu dostarczania jej do
końcowego odbiorcy.
3. Opracowano koncepcję realizacji specjalistycznego przyrządu do pomiaru i
monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu dostarczania jej do końcowego
odbiorcy.
4. Opracowano analizę wykonalności specjalistycznego przyrządu do pomiaru i
monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu dostarczania jej do końcowego
odbiorcy.
10
3. Wymagania
techniczno-eksploatacyjne
dla
urządzenia
pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej
dostarczania do końcowego odbiorcy.
Aby opracować koncepcję urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w
miejscu jej dostarczania do końcowego odbiorcy niezbędne jest określenie najpierw wymagań
techniczno – eksploatacyjnych, jakie powinno spełniać to urządzenie.
Dla opracowania wymagań techniczno-eksploatacyjnych urządzenia pomiarowego jakości
energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy, zwanego dalej
„urządzeniem pomiarowym” przyjęto wymienione poniżej założenia.
-urządzenie pomiarowe powinno zaspokajać omówione w poprzednim rozdziale,
potrzeby zarówno regulatora, to jest Urzędu Regulacji Energetyki (URE) jak i
dostawców energii elektrycznej. Stąd wynikają bardzo wysokie wymagania dla
dokładności pomiarów wykonywanych za pomocą tego urządzenia. W szczególnych
przypadkach mogą one bowiem stanowić dowód w procesach sądowych, pomiędzy
końcowym odbiorcą, a dostawcą energii elektrycznej. Wysokie wymagania co do
dokładności pomiarów stawia także URE.
-urządzenie będzie pracować w skrajnie trudnych warunkach atmosferycznych – przez
cały rok na powietrzu. Stąd też wynikają bardzo ostre wymagania co do rozpiętości
temperatury pracy, wilgotności itp.
-urządzenie powinno spełniać odpowiednie normy krajowe i UE.
-urządzenie powinno posiadać możliwość transmisji wyników pomiarów, różnymi
drogami, do oddalonego na dowolną odległość Centrum Nadzoru.
Szczegółowe założenia i wymagania, jakie powinno spełniać urządzenie zebrano od
przedstawicieli URE i dystrybutorów energii elektrycznej.
Biorąc to wszystko pod uwagę opracowano poniższe wymagania technicznoeksploatacyjne.
1. Urządzenie pomiarowe powinno dokonywać pomiaru i rejestracji wszystkich
parametrów jakościowych sieci elektroenergetycznej na poziomie niskiego
napięcia oraz średniego napięcia przez przekładniki zgodnie z normą PN 50160
oraz obowiązkami prawnymi wynikającymi z Rozporządzenia Ministra
Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. (Dz. U. z 2007 r. Nr 93, poz. 623) w sprawie
szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (lub z
wersji znowelizowanej, obowiązującej w momencie dostawy urządzeń
pomiarowych). Podstawową cechą tego urządzenia pomiarowego powinien być
certyfikat pełnej zgodności z normą IEC (PN-EN) 61000-4-30 KLASA A
dotyczącą wymaganych właściwości sprzętu pomiarowego, służącego do
rejestracji jakości energii m.in. wg normy PN 50160, w zastosowaniach
profesjonalnych;
11
Zgodnie z przytoczonymi normami mierzonymi parametrami energii
elektrycznej są: częstotliwość, wartość napięcia zasilającego, wahania napięcia,
zapady i wzrosty napięcia, przerwy w zasilaniu, napięcia przejściowe, asymetria
napięcia zasilającego, harmoniczne i interharmoniczne napięcia i prądu, napięcia
sygnalizacyjne nałożone na napięcie zasilające i szybkie zmiany napięcia. W
zależności od celu pomiaru mogą być mierzone wszystkie te parametry lub ich
podzbiór.
2. Urządzenie pomiarowe z pełnym certyfikatem walidacyjnym klasy A, który
potwierdza
zarówno
prawidłowość
algorytmów
pomiarowych,
jak
i dokładność wyników pomiarów w klasie A powinno posiadać formalno-prawne
gwarancje wiarygodności i powtarzalności pomiarów jakości energii elektrycznej
w miejscu jej dostarczania do odbiorcy, co zgodnie z normą IEC (PN-EN) 610004-30 KLASA A umożliwia stosowanie go do określania wysokości
zachęt/płatności karnych stymulujących poprawę jakości energii elektrycznej w
ramach regulacji jakościowej i zapobiega ewentualnym sporom w relacjach
między regulatorem a spółkami dystrybucyjnymi oraz spółkami dystrybucyjnymi a
końcowymi odbiorcami;
3. Wymagania zasilania awaryjnego dla urządzenia pomiarowego:
a)
musi być wykluczone wyłączenie się urządzenia pomiarowego - w czasie
zaniku zasilania sieciowego – przed wysłaniem komunikatu o tym zdarzeniu
do centralnej bazy danych (centrum nadzoru);
b) należy zapewnić możliwość przesłania informacji do centrum nadzoru o
stanie zasilania urządzenia pomiarowego;
c) musi być zapewnione zachowanie zawartości pamięci urządzenia
pomiarowego przez minimum 24 godziny od chwili zaniku zasilania
sieciowego.
4. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać wytrzymałą mechanicznie i ze względu
na klimatyczne warunki pracy obudowę. Powinno też posiadać zlokalizowane
wszystkie porty po jednej stronie obudowy, dzięki czemu możliwe jest jego
instalowanie w ciasnych przestrzeniach np. małych skrzynkach rozdzielczolicznikowych;
5. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać możliwość identyfikacji źródeł
powstawania wyższych harmonicznych oraz źródeł innych zakłóceń typu
przepięcia i zapady napięć wraz z określaniem, czy zakłócenia powstają po stronie
odbiorcy czy dostawcy energii elektrycznej;
6. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać możliwość łatwego montażu w miejscu
dostarczania energii elektrycznej do odbiorcy;
12
7. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać pamięć w postaci wyjmowanej,
standaryzowanej karty pamięci np. SD, Compact Flash 64 MB - 128 MB
(umożliwiającej proste i bardzo szybkie testowanie oraz zmianę wewnętrznego
oprogramowania urządzenia pomiarowego przy pomocy komputera osobistego
oraz zdalnie); dzięki czemu można uaktualniać oprogramowanie wewnętrzne
przyrządu bez jego demontowania z miejsca pomiarów;
8. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać możliwość jednoczesnej rejestracji
wszystkich parametrów sieci bez żadnych ograniczeń (w tym migotań - flicker
Plt/Pst, harmonicznych, interharmonicznych, THD, wahań napięcia, prądu);
9. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać możliwość automatycznego
generowania po rejestracyjnych raportów zgodności parametrów jakości energii z
obowiązującymi normami i regulacjami prawnymi;
10. Urządzenie
pomiarowe
musi
wykorzystywać
technologię
GSM/EDGE/UMTS/HSDPA do komunikacji dwukierunkowej z centralną bazą
danych (centrum nadzoru), a więc musi zawierać odpowiedni moduł
komunikacyjny;
13
Tabl. 1. Szczegółowe wymagania techniczno – eksploatacyjne dla urządzenia
pomiarowego.
Lp
1
Parametr
dokonywane pomiary i rejestracje
2
wejścia:
3
układy sieci elektroenergetycznej:
4
próbkowanie:
5
6
dokładność:
pamięć:
7
komunikacja:
8
9
10
przekładnie:
obsługa:
akcesoria:
11
obudowa:
Wymaganie minimalne
wszystkie pomiary i rejestracje wykonywane są
jednocześnie przez standardowe moduły urządzenia
pomiarowego;
migotania - Flicker Plt/Pst/Sli.PIt;
wyższe harmoniczne w napięciu i prądzie do 63-ej
harmonicznej
moce harmonicznych;
kierunki generowania wyższych harmonicznych i
innych zakłóceń (odbiorca <-> dostawca);
THD;
asymetria napięcia zasilającego;
napięcie (L-N, L-L);
prądy;
moce;
energie;
współczynniki mocy;
częstotliwość;
wartości średnie/ minimalne /maksymalne;
interharmoniczne;
TID zapady napięcia;
przepięcia;
przetężenia;
4 x napięciowe (do 600 V rms) AC / DC;
4 x prądowe dla cęg/flex'ów (do 6000 A) AC / DC;
dowolne 3-fazowe (3 i 4 przewodowe) nN oraz SN
i WN przez przekładniki
256 próbek na okres (12,8 kHz) z uwzględnieniem
każdego półokresu
lepsza niż 0,1 % odczytu (nie % skali);
min 64 MB nieulotnej pamięci na wyjmowanej
karcie;
automatyczny zdalny odczyt z wykorzystaniem
bezpośrednio modemu GSM lub innych mediów w
zakresie tzw. „pierwszej mili” do koncentratora
i następnie modemu GSM;
wszystkie porty zlokalizowane po jednej stronie
przyrządu;
dowolnie programowane dla prądu i napięcia;
zdalna; blokada hasłem;
cęgi i flex'y prądowe (0.1 ... 6000A);
adapter do zasilania z mierzonej fazy;
wstrząsoodporna
bezpieczna
obudowa
z
14
12
13
wytrzymałego
tworzywa
sztucznego
(nieprzewodzącego prądu);
zamykana na klucz antydeszczowa skrzynka do
aplikacji zewnętrznych;
zgodna z certyfikatem IP60;
zgodność
z
aktualnie EC (PN-EN) 61000-4-30 KLASA A (zarówno dla
obowiązującymi
regulacjami algorytmów
jak
i
wyników),
CE,
UL,
prawnymi:
PN-EN 50160, IEC 61000-4-7 II ed. klasa I, IEC
61000-4-15,
IEEE
1159,
IEEE
1453
IEEE 1459, IEEE 519, CE, rozporządzenie Ministra
Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r.. w sprawie
szczegółowych warunków funkcjonowania systemu
elektroenergetycznego (Dz. U. z 2007 r. Nr 93, poz.
623) lub ich wersje znowelizowane obowiązujące
na dzień 01.12.2008;
Urządzenie pomiarowe musi mieć możliwość dostosowania algorytmów pomiarowych do
wymagań wynikających ze zmiany aktualnie obowiązujących regulacji prawnych
dotyczących jakości dostaw energii elektrycznej.
15
4. Koncepcja realizacji urządzenia pomiarowego jakości energii
elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego
odbiorcy.
Przy opracowaniu koncepcji realizacji urządzenia pomiarowego jakości energii
elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy za podstawę przyjęto
oczywiście to, aby spełnione były wymagania techniczno – eksploatacyjne,
przedstawione w poprzednim rozdziale.
Z założenia, że urządzenie pomiarowe powinno mierzyć jakość energii
elektrycznej w miejscu jej dostarczania do odbiorcy wynika, że konstrukcja
urządzenia powinna umożliwiać całkowicie bezobsługową jego pracę, a wszelkiego
rodzaju sterowanie, rekonfigurację, uaktualnianie oprogramowania oraz odczyty
wyników pomiarów powinny odbywać się zdalnie i automatycznie. Pożądana była by
możliwość transmisji danych do i z urządzenia pomiarowego dwoma kanałami
transmisyjnymi głównym i rezerwowym, przy czym wybór drogi transmisji danych
oraz jej wznawianie po utracie łączności też powinny odbywać się automatycznie.
Dodatkowo urządzenie pomiarowe powinno być wyposażone w nieulotną pamięć na
wymiennej karcie pamięci, na której będą zapisywane wyniki pomiarów w czasie
braku łączności z centrum nadzoru.
Urządzenie w trakcie pracy powinno wykonywać programy autodiagnostyczne
w celu wykrycia ewentualnych uszkodzeń i przesłania informacji o nich do centrum
nadzoru. Ze względu na to, że w miejscu pomiaru dostarczanej energii elektrycznej
może nie być możliwości zainstalowania urządzenia w pomieszczeniu powinno ono
pracować w szerokim zakresie temperatur oraz posiadać obudowę chroniącą je przed
wpływami atmosferycznymi lub/i taką, która może być w łatwy sposób umieszczona i
zamocowana w szafce ochronnej.
Bezobsługowa praca urządzenia powoduje, że na obudowie urządzenia nie ma
potrzeby instalowania wskaźników lub wyświetlaczy podających dokładny stan pracy
lub wyniki pomiarów, a można się ograniczyć tylko do kilku podstawowych
informacji sygnalizowanych diodami LED. W przypadku konieczności lokalnej
analizy pracy urządzenia można do niego dołączyć przenośny komputer i za jego
pomocą obsługiwać urządzenie pomiarowe.
Schemat blokowy urządzenia pomiarowego został przedstawiony na rysunku 1.
Urządzenie ma konstrukcję modularną, otwartą i skalowalną. Zastosowanie
takiej konstrukcji wynika stąd, że z obecnie przeprowadzonych analiz wyłania się
potrzeba produkowania urządzeń w różnych wersjach, które będzie można uzyskać
poprzez stosowanie różnych modułów funkcjonalnych. Ponadto operatorzy sieci
energetycznych mają różne dodatkowe potrzeby związane z utrzymaniem tych sieci.
To zapewne spowoduje w niezbyt odległej przyszłości konieczność opracowania
urządzeń posiadających nowe funkcje, trudne dzisiaj do przewidzenia oraz
modyfikacje urządzeń na podstawie doświadczeń eksploatacyjnych.
Na schemacie można wyróżnić następujące podstawowe bloki (moduły)
funkcjonalne:
16
- przetworniki analogowo – cyfrowe wraz z układami pomocniczymi,
- procesor sygnałowy,
- procesor zarządzający pracą urządzenia,
- porty do transmisji danych,
- zasilacz.
Moduły przetworników analogowo – cyfrowych służą do pomiarów napięć i
prądów w przewodach fazowych i neutralnym. Schemat blokowy takiego modułu jest
przedstawiony na rysunku 2. Ze względu na wymaganą dużą dokładność pomiaru
muszą być one wykonane w oparciu o scalone przetworniki analogowo cyfrowe typu
sigma – delta lub SAR o rozdzielczości minimum 18 bitów. Z analizy produkowanych
obecnie elementów wynika, że przetworniki nadające się do wykorzystania w tym
urządzeniu pomiarowym produkują tylko firmy Analog Devices oraz Texas
Instruments. Układy te wymagają dołączenia zewnętrznego źródła napięcia
wzorcowego. Każdy moduł przetwornika musi posiadać na wejściu układy chroniące
go przed zbyt wysokim napięciem wejściowym i przepięciami oraz układ filtru
dolnoprzepustowego, który ograniczy pasmo sygnałów dochodzących do
przetwornika. Ze względu na wymaganą dokładność przetwarzania każdy z modułów
powinien posiadać konstrukcję mechaniczną i elektryczną, która w maksymalnym
stopniu będzie go chroniła przed wpływem zakłóceń. Trzeba będzie tu wykorzystać
ekranowanie i separację galwaniczną poszczególnych obwodów. Moduł przetwornika
jest taktowany zewnętrznym sygnałem zegarowym, dzięki czemu wszystkie moduły
przetworników znajdujące się w urządzeniu mogą jednocześnie pobierać próbki
napięć wejściowych oraz można zsynchronizować pracę przetworników z mierzonym
przebiegiem.
Moduł procesora sygnałowego będzie zbudowany w oparciu o procesor z
rodziny TMS320C6000 firmy Texas Instruments. Procesor sygnałowy został
wykorzystany ze względu na dużą moc obliczeniową, dzięki której będzie mógł w
czasie rzeczywistym odbierać próbki z przetworników i przetwarzać te dane.
Procesor sygnałowy nie posiada pamięci ROM z programem pracy, ponieważ po
sygnale RESET będzie otrzymywał swój program od procesora zarządzającego.
Procesor zarządzający będzie także nadzorował jego pracę
Moduł procesora zarządzającego będzie zbudowany w oparciu o procesor z
rodziny ARM np. STR912 firmy ST. Procesor ten charakteryzuje się dużą pamięcią
RAM i flash ROM oraz wieloma portami do transmisji danych. Do tego procesora
będą dołączone:
- układ interfejsu do zewnętrznej karty pamięci flash np. typu CF, która będzie
służyła do przechowywania wyników pomiarów w czasie braku łączności z
centrum nadzoru. Pojemności obecnie produkowanych kart pamięci są na tyle
duże, że wystarczą do zapisania pomiarów z okresu kilku miesięcy;
17
- układ nadzorujący pracę procesora, (watch – dog), którego zadaniem będzie
automatyczne resetowanie procesora po włączeniu zasilania oraz wtedy, gdy
jego działanie zostanie zakłócone.
- jeden lub dwa porty do transmisji danych wybrane z obecnie przewidzianych 7
rodzajów. Będą to standardowe porty komputerowe takie jak USB 2.0,
Ethernet 10/100, GSM z usługą GPRS, EDGA lub nowszą, stare przemysłowe
standardy szeregowej transmisji danych takie jak RS-232, RS-485, RS-422 w
wykonaniu z galwaniczną separacją linii transmisji danych od urządzenia oraz
transmisja danych po sieci energetycznej do blisko położonego (do ok. 1000m)
urządzenia docelowego.
- pomocnicza pamięć flash służąca do przechowywania bieżących ustawień
przyrządu oraz poprawek kalibracyjnych dla układu pomiarowego.
Urządzenia pomiarowe będzie zasilanie z sieci energetycznej 230VAC z
możliwością jego buforowania przez wbudowany akumulator.
18
Przetwornik A/C
U
Przetwornik A/C
I
Przetwornik A/C
U
Przetwornik A/C
I
Przetwornik A/C
U
Przetwornik A/C
I
Przetwornik A/C
U
Przetwornik A/C
I
P
r
o
c
e
s
o
r
s
y
g
n
a
ł
o
w
y
P
r
o
c
e
s
o
r
z
a
r
z
ą
d
z
a
j
ą
c
y
Karta pamięci zewnętrznej
Pomocnicza pamięć flash
Układ nadzoru pracy procesora
Porty
USB, Ethernet,
GSM+GPS
RS-232, 485, 422
Zasilacz z funkcją UPS
Rys. 1 Schemat blokowy urządzenia pomiarowego
Wejście
Ochrona przed
przepięciami
Filtr dolnoprzepustowy z układem
dopasowania poziomów
Zasilacz o niskich
szumach
Scalony przetwornik
analogowo - cyfrowy
Źródło napięcia
wzorcowego
Układ transmisji
danych
Rys. 2 Schemat blokowy modułu przetwornika analogowo - cyfrowego
20
5. Analiza wykonalności urządzenia pomiarowego jakości energii
elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego
odbiorcy.
Aby określić, czy w Instytucie Łączności możliwe jest wykonanie urządzenia
pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego
odbiorcy, zrealizowano wymienione poniżej prace.
a) Dla wykonania tak skomplikowanego i o tak dużej klasie dokładności urządzenia
pomiarowego trzeba dysponować odpowiedniej klasy narzędziami
programistycznymi oraz przyrządami kontrolno - pomiarowymi i
uruchomieniowymi. Stad też w pierwszej kolejności sprawdzono dostępność w
Instytucie Łączności tego typu sprzętu i oprogramowania.
Obecnie w Zakładzie Sieci Instytutu Łączności dostępny jest system
uruchomieniowy dla procesorów sygnałowych oraz procesorów z rodziny ARM.
Jego możliwości są wystarczające do wykonania omawianego urządzenia
pomiarowego.
Ponadto w Zakładzie Sieci Instytutu Łączności dostępny jest oscyloskop
cyfrowy firmy Agilent oraz w innych zakładach Instytutu Łączności dokładne
przyrządy pomiarowe do pomiarów jakości energii.
b) Dla wykonania tak skomplikowanego i o tak dużej klasie dokładności
urządzenia pomiarowego trzeba też zastosować odpowiednie elementy i
podzespoły elektroniczne, np. odpowiedniej klasy dokładności, pracujące w
odpowiednio dużym przedziale temperatury i wilgotności itp. Dlatego też
podjęto próbę opracowania wykazu elementów, jakie mogą być wykorzystane
w konstrukcji urządzenia pomiarowego, a następnie przeprowadzono analizę
ich dostępności. W tym celu skierowano zapytania ofertowe do wszystkich
potencjalnych dostawców. Wyniki analizy są pozytywne. Wszystkie elementy
i podzespoły elektroniczne są dostępne w kraju, chociaż czas dostawy
niektórych z nich jest dość długi.
c) Dla wykonania tak skomplikowanego i o tak dużej klasie dokładności
urządzenia pomiarowego trzeba też posiadać odpowiedniej klasy specjalistów,
umiejących tworzyć odpowiednie konstrukcje elektroniczne oraz
programistyczne. W Instytucie Łączności są zatrudnieni takiej klasy
specjaliści.
Po takiej analizie należy przyjąć, że w Instytucie Łączności istnieją pełne możliwości
wykonania urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia
do końcowego odbiorcy.
Bibliografia
[1]
IEC 60044-1:1996, Instrument transformers – Part 1: Current transformers
[2]
IEC 60044-2:1997, Instrument transformers – Part 2 : Inductive voltage transformers
[3]
IEC 60050(101) :1998, International Elektrotechnical Vocabulary (IEV) – Part 101
Mathematics
[4]
IEC 61000-2-2:2002, Elektromagnetic compatibility (EMC) – Part 2-2: Environment –
Compatibility levels for low-frequency conducted disturbances and signaling in public
low-voltage power supply systems – Basic EMC publication
[5]
IEC 61000-2-8, Elektromagnetic compatibility (EMC) – Part 2-8: Environment –
Voltage dips, short interruptions on public electric power supply system with
statistical measurement results – Basic EMC publication
[6]
IEC 61000-2-12, Elektromagnetic compatibility (EMC) – Part 2-12: Compatibility
levels for low-frequency conducted disturbances and signaling in public mediumvoltage power supply systems – Basic EMC publication
[7]
IEC/TR3 61000-3-6:1996, Elektromagnetic compatibility (EMC) – Part 3: Limits –
Section 6: Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power
systems – Basic EMC publication
[8]
IEC/TR# 61000-3-7:1996, Elektromagnetic compatibility (EMC) – Part 3: Limits –
Section 7: Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power
systems – Basic EMC publication
[9]
IEC 61010 (all parts), Safety requirements for electrical equipment for measurement,
control and laboratory use
[10]
IEC 61010-2-032, Safety requirements for electrical equipment for measurement,
control and laboratory use – Part 2-032: Particular requirements for hand-held
current clamps for electrical measurement and tests
[11]
IEEE 1159-1005, IEEE Recommended Practice on Monitoring Electrical Power
Quality
[12]
Tomasz Zieliński Cyfrowe przetwarzanie sygnałów WKŁ
[13]
A.V.Oppenheim, R. W. Schafer Cyfrowe przetwarzanie sygnałów WKŁ
[14]
R.K.Kootnes L. Enochson Analiza czasowa szeregów czasowych WNT
[15]
R. Chassaing Digital Signal Processing J.Wiley & Sons
[16]
Wytyczne, pomiary w elektroenergetyce SEP
22