ciÄ gÅy monitoring i analiza jakoÅci energii ... - Elektroenergetyka
ciÄ gÅy monitoring i analiza jakoÅci energii ... - Elektroenergetyka
ciÄ gÅy monitoring i analiza jakoÅci energii ... - Elektroenergetyka
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
Ciągły<br />
<strong>monitoring</strong><br />
i <strong>analiza</strong><br />
jakości<br />
<strong>energii</strong><br />
elektrycznej 1<br />
dr inż. Andrzej Firlit<br />
Akademia Górniczo-Hutnicza<br />
Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia<br />
1. Wprowadzenie<br />
Energia elektryczna jest towarem – jak w przypadku innych towarów<br />
– oceniana jest jej jakość. Zapewnienie wysokiej, zgodnej<br />
z obowiązującymi standardami jakości <strong>energii</strong> elektrycznej nabiera<br />
szczególnego znaczenia w warunkach kształtującego się<br />
jednolitego rynku <strong>energii</strong> elektrycznej, postępującej liberalizacji<br />
handlu energią i rosnącej wymiany <strong>energii</strong> elektrycznej między<br />
różnymi systemami elektroenergetycznymi i regionami. Głównym<br />
wyznacznikiem i kryterium oceny jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
musi być ujednolicony i porównywalny jej pomiar oraz odpowiednia<br />
<strong>analiza</strong> i interpretacja danych pomiarowych.<br />
W wyniku postępu w obszarze środków technicznych monitorowania<br />
parametrów jakości <strong>energii</strong> elektrycznej, jako nowej gałęzi<br />
nauki i techniki o interdyscyplinarnym charakterze, zachodzi<br />
intensywny rozwój przyrządów do pomiaru parametrów jakości<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej. Ten rozwój jest wymuszony potrzebami technicznymi<br />
i ekonomicznymi, a także postępem w teorii i technice<br />
przetwarzania sygnałów. Kolejnym etapem w tym procesie jest<br />
budowanie – na bazie zainstalowanych <strong>analiza</strong>torów – rozproszonych<br />
systemów monitorowania jakości <strong>energii</strong> elektrycznej.<br />
Nie jest to tożsame tylko i wyłącznie z „informatyzacją” w potocznym<br />
rozumieniu. Wykorzystanie najnowszych zdobyczy nauki,<br />
w tym informatyki, to zaledwie jeden z elementów tych działań.<br />
Systemy monitorowania mogą obejmować swym zasięgiem sieci<br />
elektroenergetyki zawodowej, czyli dostawców <strong>energii</strong>, jak też<br />
sieci należące do odbiorców. Trend ten jest obserwowany w przodujących<br />
technicznie krajach w Europie i świecie, gdzie rozwijający<br />
się rynek <strong>energii</strong> elektrycznej uruchamia mechanizmy bodźcowe<br />
wymuszające poprawę warunków dostawy <strong>energii</strong> elektrycznej.<br />
Te zjawiska obserwuje się także w polskiej elektroenergetyce.<br />
Niektórzy operatorzy już obecnie odczuwają potrzebę <strong>monitoring</strong>u<br />
jakości <strong>energii</strong>, a przejawem tego są pierwsze systemy <strong>monitoring</strong>u<br />
wprowadzone w Polsce [1][2].<br />
Monitorowanie może mieć charakter doraźny (incydentalny) lub<br />
ciągły. W pierwszym przypadku pomiary przeprowadzane są najczęściej<br />
w celu rozwiązania konkretnego problemu technicznego,<br />
wyjaśnienia przyczyn zaistniałej awarii lub rozstrzygania kwestii<br />
1 Praca zrealizowana w ramach grantu pt. „Rozproszony system <strong>monitoring</strong>u i oceny<br />
jakości dostawy <strong>energii</strong> elektrycznej” finansowanego przez Narodowe Centrum Nauki,<br />
umowa nr 3143/B/T02/2011/40.<br />
62
spornych między dostawcą a odbiorcą. Należy jednak podkreślić,<br />
że parametry pracy systemu elektroenergetycznego podlegają<br />
ciągłej zmianie, co więcej niektóre zjawiska, np.: zapady i wzrosty<br />
napięcia, przepięcia, zwarcia, wzmocnienia rezonansowe, mikroprzerwy,<br />
krótkie przerwy w zasilaniu i inne, są krótkotrwałe<br />
i pojawiają się w sposób losowy. Dlatego ciągły <strong>monitoring</strong>, wykonywany<br />
przez zainstalowane na stałe lub metodycznie przemieszczające<br />
się przyrządy pomiarowe, jest wskazany z wielu powodów.<br />
Znaczenie systemów ciągłego <strong>monitoring</strong>u jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
jest niebagatelne. Pozwalają na pozyskiwanie cennych<br />
i wiarygodnych informacji o rzeczywistym stanie pracy monitorowanego<br />
systemu elektroenergetycznego. Umożliwiają kompleksową<br />
analizę i ocenę jakości <strong>energii</strong> elektrycznej i to w długim<br />
okresie. Ponadto mogą stanowić podstawę do różnego rodzaju<br />
decyzji związanych z modernizacją i rozbudową istniejącej infrastruktury<br />
elektroenergetycznej.<br />
Bardzo istotnym faktem jest opracowanie w 2009 roku pierwszego<br />
Krajowego Raportu Benchmarkingowego nt. jakości dostaw<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej do odbiorców przyłączonych do sieci<br />
przesyłowych i dystrybucyjnych [1]. Ten dokument bardzo dużo<br />
miejsca poświęca rozproszonym systemom monitorowania, opisuje<br />
istniejący stan (bardzo pesymistyczny) i formułuje zalecenia<br />
na najbliższą przyszłość. Dla podkreślenia znaczenia systemów<br />
monitorowania warto przytoczyć jeden z wniosków końcowych:<br />
„Instalacja rozproszonych systemów monitorowania wskaźników<br />
jakości napięcia to proces nieunikniony, który już obecnie jest,<br />
a będzie w coraz większym stopniu w przyszłości, wymuszany<br />
różnymi czynnikami, w tym przede wszystkim potrzebami technicznymi<br />
– trendy zmian wartości parametrów jakości napięcia<br />
to jedne z najlepszych wskaźników stanu technicznego urządzeń<br />
sieciowych. Prace wstępne przygotowujące do instalacji takiego<br />
systemu należy podjąć jak najwcześniej, w pierwszej kolejności od<br />
opracowania koncepcji i bilansu potrzeb sprzętowych”.<br />
Należy też zwrócić uwagę na obserwowany intensywny rozwój<br />
„inteligentnych” systemów elektroenergetycznych tzw. smart<br />
grids oraz technologii odnawialnych źródeł <strong>energii</strong>. Jest to spowodowane<br />
potrzebą wprowadzenia nowej jakości do sieci elektroenergetycznych<br />
w obliczu pojawiających się zagrożeń tak<br />
w zakresie deficytu pierwotnych zasobów <strong>energii</strong>, jak i zbyt niskiej<br />
efektywności wytwarzania, przesyłu, rozdziału i użytkowania.<br />
Jest to kolejny ważny czynnik przyczyniający się do wzrostu<br />
zainteresowania „inteligentnymi” systemami pomiarowymi tzw.<br />
systemami smart metering, czyli systemami monitorowania, np.:<br />
zużycia <strong>energii</strong> elektrycznej (energy smart metering), efektywności<br />
energetycznej (energy efficiency smart metering) oraz jakości<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej (power quality (PQ) smart metering). Dzięki<br />
tego typu systemom uzyskuje się rozszerzenie funkcjonalności<br />
usług świadczonych przez dostawcę na rzecz odbiorcy. Takie systemy<br />
dają podstawę do działań w obszarze poprawy efektywności<br />
energetycznej. Odbiorcom oferują szansę uczestnictwa w grze<br />
rynkowej oraz możliwość kontrolowanej indywidualnej generacji<br />
i magazynowania <strong>energii</strong>. Zdolność interakcji umożliwia bardziej<br />
precyzyjne zawieranie kontraktów na dostawę <strong>energii</strong>, lepiej dostosowanych<br />
do wymagań i potrzeb wszystkich stron [3].<br />
2. Struktura systemu monitorowania jakości<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej<br />
Monitoring jakości <strong>energii</strong> elektrycznej to proces gromadzenia<br />
odpowiedniego zbioru danych (parametrów, współczynników) pozyskiwanych<br />
w wyniku pomiaru napięć i prądów, przesłania ich do<br />
miejsca docelowego i przetwarzania do postaci pozwalającej na<br />
uzyskanie użytecznej informacji. Cały proces powinien w maksymalnym<br />
stopniu cechować się automatycznością, przy minimalnej<br />
interwencji człowieka. Użyteczne informacje otrzymuje się w wyniku<br />
odpowiedniej analizy i interpretacji zgromadzonych danych<br />
pomiarowych. Na rys. 1 został przedstawiony ogólny schemat rozproszonego<br />
systemu monitorowania jakości <strong>energii</strong> elektrycznej.<br />
Zasadniczo system tego typu składa się z następujących części:<br />
• część 1 – pomiar i akwizycja danych pomiarowych za pomocą<br />
<strong>analiza</strong>torów jakości <strong>energii</strong> elektrycznej,<br />
• część 2 – transmisja danych pomiarowych przez wybrane<br />
media komunikacyjne.<br />
Rozbudowane systemy monitorowania mogą zawierać pośrednie<br />
bazy danych dedykowane do obsługi części <strong>analiza</strong>torów lub innych<br />
urządzeń pomiarowych. Sytuacja taka może być związana<br />
ELEKTRO<br />
NERGETYKA<br />
nr 4 (10) / 2011<br />
63
z wykorzystywaniem <strong>analiza</strong>torów różnego typu lub pochodzących<br />
od różnych producentów do budowy systemu monitorowania.<br />
Wówczas system monitorowania będzie składał się z kilku systemów<br />
pomiarowych.<br />
• część 3 – centrum gromadzenia danych pomiarowych, za<br />
wierające serwer centralny oraz centralną bazę danych,<br />
• część 4 – centralne środowisko softwareowe, w którym dokonuje<br />
się wizualizacji, analizy, interpretacji i oceny danych<br />
pomiarowych.<br />
W systemie przedstawionym na rys. 1 można wyróżnić dwie grupy<br />
elementów składowych:<br />
• grupa 1: urządzenia tworzące fizyczną część systemu – warstwa<br />
sprzętowa systemu monitorowania oraz<br />
• grupa 2: niezbędne aplikacje i oprogramowanie – warstwa<br />
softwareowa systemu monitorowania.<br />
W grupie 1, w zależności od struktury systemu monitorowania,<br />
znajdują się takie urządzenia, jak:<br />
• przekładniki napięciowe i prądowe,<br />
• <strong>analiza</strong>tory jakości <strong>energii</strong> elektrycznej,<br />
• urządzenia tworzące medium transmisyjne, np.: instalacja<br />
sieciowa LAN/WAN, sieć GSM/GPRS, instalacja telefonii<br />
analogowej itp.,<br />
• sprzęt komputerowy – serwery (bazodanowe, WWW, aplikacji),<br />
stacje robocze, terminale itp.<br />
Do grupy 2 zalicza się aplikacje i oprogramowanie umożliwiające:<br />
konfigurację <strong>analiza</strong>torów, ściąganie danych pomiarowych, analizę<br />
wyników pomiarów oraz narzędzia wizualizacyjne i moduły<br />
umożliwiające tworzenie raportów itp. Każdy producent wyposaża<br />
swój <strong>analiza</strong>tor w firmowe oprogramowanie składające się z tzw.<br />
firmware’u (wewnętrzny program/kod <strong>analiza</strong>tora) oraz aplikacji<br />
umożliwiających obsługę <strong>analiza</strong>tora przez jego użytkownika<br />
(ściąganie i wgląd do zarejestrowanych danych). Oprogramowania<br />
mogą się różnić oferowanymi funkcjami i właściwościami.<br />
System monitorowania jakości <strong>energii</strong> elektrycznej jest budowany<br />
w celu długoterminowego gromadzenia danych pozwalających<br />
na analizę i ocenę jakości <strong>energii</strong> elektrycznej w danym systemie<br />
elektroenergetycznym. Podstawowymi dokumentami regulującymi<br />
wymagania w obszarze jakości <strong>energii</strong> elektrycznej są:<br />
Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia<br />
• norma PN-EN 50160 określająca parametry napięcia zasilającego<br />
w publicznych sieciach elektroenergetycznych [4],<br />
• Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych<br />
warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego<br />
z 4 maja 2007 r. [5] – w dalszej części artykułu ten<br />
dokument nazywany będzie skrótowo Rozporządzeniem,<br />
• Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Systemu Przesyłowego<br />
(IRiESP) oraz Instrukcja Ruchu i Eksploatacji Systemu Dystrybucyjnego<br />
(IRiESD).<br />
Rozporządzenie w części dotyczącej jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
w dużej mierze bazuje na zapisach zawartych w normie<br />
PN-EN 50160, natomiast instrukcje ruchu IRiESP i IRiESD korzystają<br />
z Rozporządzenia. Zatem jednym z podstawowych wymagań<br />
stawianych systemom monitorowania jest zagwarantowanie odpowiedniego<br />
zbioru danych oraz takich funkcjonalności, które<br />
pozwolą na przeprowadzenie analizy i oceny jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
zgodnie z ww. dokumentami.<br />
3. Analizator jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
Wiarygodność i użyteczność wyników pomiarów parametrów jakościowych<br />
zależy w głównej mierze od przyrządu pomiarowego. Nie<br />
jest on jedynym elementem decydującym o dokładności pomiarów.<br />
Należy podkreślić znaczenie sposobu i miejsca przyłączenia przyrządu<br />
do obiektu pomiarowego, a w szczególności obwodów pośredniczących<br />
między siecią elektroenergetyczną a przyrządem pomiarowym,<br />
tj. przekładników NN/nN, WN/nN, SN/nN. Analizator jest<br />
jednak podstawowym i w pewnym sensie najważniejszym elementem<br />
systemu pomiarowego. To za jego pomocą dokonuje się pomiaru<br />
i akwizycji danych.<br />
Przed przekazaniem danych do pozostałej części systemu monitorowania<br />
<strong>analiza</strong>tor przeprowadza procesy agregacji danych<br />
i wyznaczenia odpowiedniego zbioru wartości mierzonych wielkości<br />
oraz współczynników. Zatem poprawność pomiaru i odpowiednie algorytmy<br />
jego pracy decydują o wiarygodności i użyteczności otrzymywanych<br />
danych. Liczba i rozmieszczenie poszczególnych <strong>analiza</strong>torów<br />
zależą od rozległości i struktury monitorowanej sieci. Ponadto<br />
powinny zagwarantować wystarczająco użyteczny zbiór informa-<br />
64
cji pozwalający na całościową i kompleksową analizę oraz ocenę.<br />
Do oceny jakości <strong>energii</strong> elektrycznej zgodnie z normą<br />
PN-EN 50160 wymagany jest tylko pomiar napięcia – wartości dopuszczalne<br />
określone zostały jedynie w odniesieniu do napięcia.<br />
W Rozporządzeniu sytuacja jest analogiczna – z jedną różnicą.<br />
Mianowicie dokument ten zawiera zapis dotyczący współczynnika<br />
mocy tg(φ)
Generalnie pracę <strong>analiza</strong>torów jakości <strong>energii</strong> elektrycznej można<br />
podzielić na trzy tryby:<br />
• rejestracja długoterminowa, jak nazwa wskazuje w tym<br />
trybie dokonuje się pomiarów w sposób ciągły lub przez<br />
dłuższy czas, np. kilku dni, tygodni lub miesięcy. W wyniku<br />
pomiarów otrzymujemy wartości parametrów uśrednianie<br />
w zadeklarowanym przedziale czasu – najczęściej jest to<br />
10 min, ze względu na obowiązujące standardy w obszarze<br />
jakości <strong>energii</strong> elektrycznej. Niektóre <strong>analiza</strong>tory pozwalają<br />
na równoległe prowadzenie rejestracji z dwoma czasami<br />
uśredniania, np. 10 min i 1 min lub 10 min i 15 min. Dzięki<br />
temu w jednej sesji pomiarowej możemy uzyskać dane użyteczne<br />
do różnych zastosowań.<br />
• rejestracja zdarzeń – w trakcie rejestracji długoterminowej<br />
w przypadku przekroczenia wartości progowych ustawionych<br />
w <strong>analiza</strong>torze jest uruchamiana rejestracja, w wyniku<br />
której otrzymujemy „precyzyjniejszą” informację co do zaistniałego<br />
stanu. W zależności od możliwości <strong>analiza</strong>tora mogą<br />
to być wartości chwilowe przebiegów napięć i prądów, wartości<br />
skuteczne obliczane dla interwałów czasu zadeklarowanych<br />
przez użytkownika, np. półokresowych, okresowych,<br />
200 ms, 1 s, 3 s, 1 min lub innych. Analizatory różnią się oferowaną<br />
częstotliwością próbkowania, a zatem liczbą próbek<br />
przypadającą na okres składowej podstawowej. Najczęściej<br />
oferowane częstotliwości próbkowania zawierają się w przedziale<br />
od 6,4 kHz do 12,8 kHz, ale dostępne są również do<br />
51,2 kHz. Niektóre <strong>analiza</strong>tory posiadają możliwość rozszerzenia<br />
o moduł „transient” pozwalający na rejestrację zdarzeń<br />
z częstotliwościami próbkowania od 0,1 do 10 MHz.<br />
• rejestracja „oscyloskopowa” – ułatwia prawidłowe podłączenie<br />
i skonfigurowanie <strong>analiza</strong>tora w chwili uruchamiania<br />
rejestracji długoterminowych. Dodatkowo pozwala na wykorzystywanie<br />
<strong>analiza</strong>tora do różnego rodzaju doraźnych pomiarów<br />
umożliwiających rejestrację i ocenę bieżącego stanu<br />
pracy dowolnego punktu systemu elektroenergetycznego<br />
lub urządzenia elektrycznego.<br />
Przedstawiony wyżej podział trybów pracy <strong>analiza</strong>torów jakości<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej i ich krótka charakterystyka nie prezentuje<br />
Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia<br />
wszystkich możliwości <strong>analiza</strong>torów. Oferują bowiem one, w zależności<br />
od producenta i od rodzaju, szereg innych funkcjonalności<br />
i sposobów zastosowania. Nie ulega wątpliwości, że dzięki posiadanym<br />
właściwościom i oferowanym funkcjom <strong>analiza</strong>tory jakości<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej stanowią uniwersalne i użyteczne narzędzia<br />
pomiarowe. Mogą znaleźć zastosowanie do wielu prac pomiarowych,<br />
diagnostycznych i do rejestracji różnych stanów pracy systemu<br />
elektroenergetycznego lub urządzeń elektrycznych.<br />
Certyfikat zgodności z normą<br />
PN-EN 61000-4-30<br />
Na rynku dostępnych jest szereg <strong>analiza</strong>torów różnych producentów,<br />
w różnych przedziałach cenowych. Nabywcy decydując<br />
się na zakup <strong>analiza</strong>tora powinni kierować się nie tyko ceną<br />
i oferowanymi funkcjami, ale również posiadanymi certyfikatami<br />
zgodności, przede wszystkim w odniesieniu do wymienianych<br />
norm. Zgodnie z wymaganiami normy PN-EN 61000-4-30 oraz<br />
-4-15 i -4-7 certyfikacja danego <strong>analiza</strong>tora jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
w zakresie zgodności z klasą A, S lub B wymaga przeprowadzenia<br />
specjalistycznych badań i testów. Na całym świecie nie<br />
ma ani jednego laboratorium oficjalnie akredytowanego przez<br />
instytucję rządową lub przez Międzynarodową Komisję Elektrotechniczną<br />
(International Electrotechnical Commission, IEC) do<br />
badań zgodności z odpowiednią klasą wg normy PN-EN 61000-<br />
4-30. Wszystkie oficjalnie akredytowane laboratoria badawcze<br />
posiadają certyfikat dotyczący dokładności pomiaru parametrów,<br />
takich jak napięcie, prąd, moc, energia itp. Nie ma instytucji, która<br />
mogłaby wydać akredytowany certyfikat, ponieważ standard<br />
IEC 61000-4-30 określa tylko, jak mierzyć i jakie zasady powinny<br />
być stosowane. Taka sytuacja utrudnia wybór <strong>analiza</strong>tora. W wielu<br />
przypadkach przedstawiane przez producentów certyfikaty<br />
stanowią ich deklarację. Należy jednak podkreślić, że wiarygodna<br />
certyfikacja wymaga dogłębnej znajomości stosownych norm oraz<br />
odpowiedniej wiedzy i doświadczenia. Z technicznego punku widzenia<br />
przeprowadzenie testów i badań dla wszystkich parametrów<br />
wymaga specjalnej aparatury badawczej, która najczęściej<br />
nie jest dostępna w standardowych laboratoriach badawczych [9].<br />
66
Z tego powodu rekomendowane jest respektowanie certyfikatów<br />
dostarczonych przez producenta, jednak najlepiej jeżeli są one<br />
wystawione przez uznane laboratorium o potwierdzonym doświadczeniu<br />
w badaniu urządzeń pomiarowych, w tym <strong>analiza</strong>torów<br />
jakości <strong>energii</strong> elektrycznej. Warunek ten spełnia w szczególności<br />
laboratorium Power Standards Lab z USA, lecz ono także<br />
nie posiada żadnej formalnej akredytacji na przeprowadzanie<br />
takich badań.<br />
4. Analiza i interpretacja wyników pomiarów<br />
jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
Pomiar napięć i prądów wykonywany za pomocą <strong>analiza</strong>torów jakości<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej jest realizowany w technice cyfrowej.<br />
Przebieg wartości chwilowej danej wielkości elektrycznej reprezentowany<br />
jest wówczas przez ciąg wartości cyfrowych wynikających<br />
z próbek pobieranych w regularnych odstępach czasu.<br />
Przykładowo, próbkując przebieg napięcia zasilającego z częstotliwością<br />
10 kHz w celu wyliczenia wartości skutecznej otrzymujemy<br />
200 próbek na okres 20 ms harmonicznej podstawowej. Daje<br />
to 10 tysięcy próbek na sekundę, 600 tysięcy próbek na minutę<br />
i 36 milionów próbek na godzinę dla jednej mierzonej wielkości.<br />
W zakresie analizy wyższych harmonicznych ww. częstotliwość<br />
próbkowania pozwala teoretycznie na uzyskanie widma do 100.<br />
harmonicznej, a praktycznie do 50. harmonicznej.<br />
Na podstawie zgromadzonych próbek mierzonych sygnałów napięć<br />
i prądów są obliczane, w zależności od definicji parametru,<br />
wartości skuteczne i/lub średnie dla różnych przedziałów czasu:<br />
200 ms, 3 s, 1 min, 10 min, 15 min. Z punktu widzenia analizy i oceny<br />
jakości <strong>energii</strong> elektrycznej konieczna jest znajomość wartości<br />
uśrednionych w 10-minutowym interwale czasowym. Niektóre parametry<br />
istotne dla oceny i analizy jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
nie są bezpośrednio mierzalne. Wyznaczane są w wyniku odpowiedniego<br />
algorytmu obliczeniowego. Obliczenia tego typu tworzą<br />
podstawowe wartości parametrów jakości <strong>energii</strong> elektrycznej,<br />
które następnie mogą być agregowane lub uśredniane w zależności<br />
od potrzeb, np. dla kolejnych miesięcy lub pór roku, względem<br />
wybranych punktów pomiarowych, obszarów terytorialnych itp.<br />
W dotychczasowej praktyce w warunkach krajowych za podstawę<br />
do opracowania raportu z pomiarów „jakościowych” przyjmuje się<br />
wymagania zawarte w Rozporządzeniu [5]. Stąd do analizy i oceny<br />
jakości <strong>energii</strong> elektrycznej wykrzystuje się następujące parametry:<br />
• wartość skuteczną napięcia zasilającego U,<br />
• wskaźnik długookresowego migotania światła PLT spowodowany<br />
wahaniami napięcia zasilającego,<br />
• asymetrię napięcia zasilającego AU,<br />
• współczynnik odkształcenia napięcia zasilającego THDU (do<br />
40. harmonicznej),<br />
• wyższe harmoniczne napięcia zasilającego U(h),<br />
• częstotliwość napięcia zasilającego f.<br />
Zgodnie z brzmieniem Rozporządzenia raport musi zawierać<br />
informacje, przez jaki czas tygodniowego okresu pomiarowego<br />
dany parametr znajduje się w dopuszczalnych granicach. Dla<br />
większości parametrów, wyrażonych uśrednionymi wartościami<br />
10-minutowymi, wyznaczana jest wartość, poniżej której zawarte<br />
jest 95% zarejestrowanych wartości, czyli tzw. percentyl 95% –<br />
CP95. W przypadku częstotliwości obliczana jest wartości percentyla<br />
99,5% – CP99.5. Ponieważ dla częstotliwości i wartości skutecznej<br />
napięcia zasilającego w Rozporządzeniu podane są dwie<br />
wartości dopuszczalne: górna i dolna, dlatego dodatkowo powinny<br />
zostać obliczone również percentyle 0,5% i 5% – CP00.5 i CP05.<br />
W przypadku współczynnika odkształcenia napięcia zasilającego<br />
THD U wartość dopuszczalna dotyczy wartości maksymalnej. Zatem<br />
do zbioru tradycyjnych miar liczbowych wchodzą percentyle<br />
CP00.5, CP05, CP95, CP99.5 i wartości maksymalne. Wyznaczone<br />
wartości są porównywane z wartościami dopuszczalnymi.<br />
W celu graficznej prezentacji wyników pomiarów w raporcie<br />
umieszcza się wykresy prezentujące przebiegi zarejestrowanych<br />
i obliczonych wielkości oraz współczynników i wskaźników. Dodatkowo<br />
można zamieścić wykresy widma, histogramy, wykresy<br />
skumulowane, profile dobowe, miesięczne itp. Ponadto raport<br />
powinien zawierać informacje dotyczące punktu pomiarowego,<br />
zastosowanego <strong>analiza</strong>tora oraz niezbędne wskazówki pozwalające<br />
na właściwe interpretowanie zamieszczonych treści i odczytywanie<br />
prezentowych wykresów. Jak już zostało wspomniane, pomiar<br />
prądu jest wskazany jako uzupełnienie do pomiaru napięcia,<br />
ELEKTRO<br />
NERGETYKA<br />
nr 4 (10) / 2011<br />
67
szczególnie w przypadku analizy sposobu pracy odbiornika oraz<br />
prób znalezienia przyczyny i źródła zdarzenia.<br />
Oprócz ww. parametrów opisujących jakość <strong>energii</strong> elektrycznej,<br />
w raporcie zamieszcza się także rejestracje innych wielkości<br />
i współczynników, takich jak: współczynnik odkształcenia prądu<br />
THD I , wyższe harmoniczne prądu, moce (czynną, bierną i pozorną),<br />
współczynniki mocy DPF, PF, tg(φ). Dostępność wymieniowych<br />
danych zależy oczywiście od możliwości <strong>analiza</strong>tora zastosowanego<br />
do pomiarów. Wielkości te prezentowane są jedynie w celach<br />
informacyjnych i nie przynależą do zbioru wielkości kryterialnych<br />
dla oceny jakości zasilania.<br />
Kolejnym dodatkowym elementem raportu jest <strong>analiza</strong> zarejestrowanych<br />
zdarzeń. Opracowując wówczas raport należy uzupełnić<br />
go o dane dotyczące:<br />
• zapadów i wzrostów napięcia zasilającego,<br />
• krótkotrwałych i długotrwałych przerw w zasilaniu,<br />
• stanów przejściowych, np. procesów łączeniowych, przepięć itp.<br />
W Rozporządzeniu, poza ogólnymi zapisami dotyczącymi przerw<br />
w zasilaniu, nie ma sprecyzowanych wytycznych co do analizy, klasyfikacji<br />
i opisu wymienionych zdarzeń.<br />
Aktualnie w warunkach krajowych nie ma ustalonego wzorca<br />
raportu z pomiarów „jakościowych”. Zatem kształt raportu i zamieszczane<br />
w nim informacje nt. analizy i oceny jakości <strong>energii</strong><br />
elektrycznej są uzależnione od umiejętności i doświadczenia jego<br />
autorów. Dodatkowymi czynnikami mającymi wpływ na zawartość<br />
raportu niewątpliwie są możliwości zastosowanego <strong>analiza</strong>tora<br />
i funkcjonalność jego środowiska softwareowego.<br />
Na rys. 2 pokazano metodę tworzenia podstawowych rekordów<br />
danych, na przykładzie przebiegu wartości skutecznej napięcia U.<br />
W pojedynczym rekordzie są zapisywane trzy wartości: maksymalna<br />
(max), średnia i minimalna (min.). Wartość średnia to uśredniana<br />
wartość skuteczna w kolejnych 10-minutowych oknach czasowych:<br />
0, 1, 2, 3, … . Wartość 10 min obliczana jest na podstawie<br />
3000 wartości 200 ms. Dodatkowo w każdym rekordzie zapisywana<br />
jest wartość maksymalna z maksymalnych oraz minimalna<br />
z minimalnych, jaka została zarejestrowana przez <strong>analiza</strong>tor w<br />
danym interwale 10 min. Najczęściej są to wartości półokresowe<br />
lub okresowe, rzadziej 200 ms lub inne. Zgodnie z normą PN-<br />
Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia<br />
EN 61000-4-30 wartość skuteczna mierzonej wielkości powinna<br />
być wyznaczana w czasie 1 okresu rozpoczynającego się w chwili<br />
przejścia przez zero składowej podstawowej i uaktualniana co pół<br />
okresu (U (1/2) ). Należy podkreślić, że zapisane do rekordu wartości<br />
U (1/2)min. i U (1/2)max nie są skorelowane czasowo, najczęściej<br />
dotyczą innych chwil czasowych, a ich znacznik czasowy wynika<br />
z bieżącej wartości 10 min.<br />
Niektóre <strong>analiza</strong>tory posiadają funkcję przypisywania czasu<br />
rzeczywistego wartościom U (1/2)min. i U (1/2)max . Na podstawie<br />
wartości 10 min dokonujemy analizy jakości <strong>energii</strong> elektrycznej.<br />
Natomiast wartości min. i max pozwalają na uzyskanie informacji<br />
o zmienności przebiegu danej wielkości, o przekroczeniach wartości<br />
dopuszczalnych (limitów) oraz o ewentualnych zdarzeniach.<br />
Należy pamiętać, że w danym okresie uśredniania wybierana jest<br />
tylko jedna skrajna wartość ze zbioru wartości min. i max. Zatem<br />
na podstawie przebiegów wartości min. i max nie uzyskamy<br />
informacji co do liczby przekroczeń wartości dopuszczalnej lub<br />
zdarzeń. Przekroczenie limitu w danej 10 min informuje, że zarejestrowano<br />
co najmniej jeden taki stan. Szczegółowe informacje<br />
dotyczące analizy zdarzeń będą dostępne w historii zdarzeń<br />
<strong>analiza</strong>tora.<br />
Opisany wyżej i przedstawiony na rys. 2 mechanizm zapisywania<br />
danych jest analogiczny dla innych parametrów z uwzględnieniem<br />
ich specyfiki. Na rys. 3 został pokazany przykładowy przebieg<br />
wartości skutecznej napięcia, dla wybranej fazy (L1), otrzymany<br />
w wyniku rejestracji długoterminowej – 7-dniowej.<br />
Prezentowane na rys. 3 trzy przebiegi (linie) wartości skutecznej<br />
napięcia mają następującą interpretację:<br />
• przebieg górny (linia koloru szarego) – maksymalne wartości<br />
skuteczne napięcia U (1/2)max , które wystąpiły w kolejnych 10 min<br />
okresach uśredniania,<br />
• przebieg środkowy (linia koloru niebieskiego) – średnie wartości<br />
skuteczne napięcia, uśredniane w kolejnych 10 min okresach,<br />
• przebieg dolny (linia koloru szarego) – minimalne wartości<br />
skuteczne napięcia U (1/2)min. , które wystąpiły w kolejnych 10 min<br />
okresach uśredniania.<br />
Obliczone wartości miar liczbowych charakteryzujących przebieg<br />
wartości skutecznej napięcia przedstawiono w tab. 1. Zawiera ona<br />
68
Rys. 1. Ogólny schemat rozproszonego systemu monitorowania jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
!<br />
Rys. 2. Sposób tworzenia podstawowych rekordów danych, na przykładzie przebiegu wartości skutecznej<br />
Rys. 2. Sposób tworzenia podstawowych rekordów danych, na przyk$adzie przebiegu warto!ci<br />
skutecznej napięcia U – napi%cia interpretacja U – danych interpretacja pomiarowych danych zapisywanych pomiarowych przez <strong>analiza</strong>tory zapisywanych jakości <strong>energii</strong> przez elektrycznej <strong>analiza</strong>tory<br />
jako!ci <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
Opisany wy&ej i przedstawiony na rys. 2 mechanizm zapisywania danych jest analogiczny dla<br />
innych parametrów z uwzgl%dnieniem ich specyfiki. Na rys. 3 zosta$ pokazany przyk$adowy<br />
przebieg warto!ci skutecznej napi%cia, dla wybranej fazy (L1), otrzymany w wyniku rejestracji
!<br />
Tabela 1<br />
Rys. 3. Przykładowy wykres prezentujący wartość skuteczną napięcia zarejestrowaną w okresie 7 dni.<br />
Wartość skuteczna napięcia fazowego<br />
Faza L1<br />
U (1/2)min.<br />
min. k`V 192,78<br />
min. kV 229,74<br />
CP01 kV 230,61<br />
CP05 kV 231,19<br />
U<br />
śr kV 233,77<br />
CP95 kV 236,41<br />
CP99 kV 237,31<br />
max kV 237,79<br />
U (1/2)max<br />
max kV 241,70<br />
% zbioru wartości pozostający<br />
w przedziale tolerancji<br />
% 100<br />
Tab. 1. Zestawienie obliczonych wartości miar liczbowych dla przebiegu napięcia z rys. 3<br />
Tabela 2<br />
W tab. 1 zastosowano następujące oznaczenia:<br />
U<br />
– wartość średnia 10-minutowa,<br />
U (1/2)min.<br />
– wartość Wminimalna I E L K O z Śminimalnych,<br />
C I I W S P Ó Ł C Z Y N N I K I<br />
U (1/2)max<br />
– wartość maksymalna z maksymalnych,<br />
U P<br />
CP01,…,CP99 – wartości<br />
L T<br />
A<br />
percentyli:<br />
U<br />
THD<br />
1%, 5%, 95%,<br />
U<br />
U<br />
99%,<br />
( h )<br />
f Ocena JEE<br />
tydzień 1 śr ! – wartość ! średnia ! napięcia U, ! ! ! OK<br />
tydzień 2<br />
min. – wartość minimalna napięcia U,<br />
! " ! "<br />
max – wartość maksymalna napięcia U.<br />
! ! NOK (2)<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
tydzień n-1 ! ! ! ! ! ! OK<br />
tydzień n " " ! ! ! ! NOK (2)<br />
cały okres<br />
pomiarów<br />
! " ! ! ! ! NOK (1)
% zbioru wartości pozostający<br />
w przedziale tolerancji<br />
% 100<br />
Tabela 2<br />
W I E L K O Ś C I I W S P Ó Ł C Z Y N N I K I<br />
U P L T<br />
A U<br />
THD U<br />
U ( h )<br />
f Ocena JEE<br />
tydzień 1 ! ! ! ! ! ! OK<br />
tydzień 2 ! " ! " ! ! NOK (2)<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
tydzień n-1 ! ! ! ! ! ! OK<br />
tydzień n " " ! ! ! ! NOK (2)<br />
cały okres<br />
pomiarów<br />
! " ! ! ! ! NOK (1)<br />
Tab. 2. Ocena jakości <strong>energii</strong> elektrycznej w kolejnych okresach czasu – tygodniowych<br />
Tabela Zastosowano 3 następujące oznaczenia:<br />
Nr<br />
! – parametr mieści się w dopuszczalnym limicie,<br />
Liczba klasa wg<br />
" System pomiarowy – parametr nie mieści Analizator się w dopuszczalnym limicie,<br />
sztuk PN-EN 61000-4-30<br />
U<br />
– wartość skuteczna napięcia,<br />
Producent<br />
1<br />
2<br />
3<br />
4<br />
P LT<br />
– wskaźnik długookresowego migotania światła,<br />
Schneider Electric<br />
ION Enterprise ION7650 3 klasa A<br />
A U<br />
– współczynnik asymetrii napięcia zasilającego,<br />
(Power Logic)<br />
THD U ENCORE – współczynnik odkształcenia napięcia zasilającego,<br />
Gossen Metrawatt<br />
61000 PQ 1 klasa A<br />
U (h)<br />
Series System – wyższe harmoniczne napięcia,<br />
(Dranetz BMI)<br />
f – częstotliwość napięcia<br />
PQI-DA<br />
zasilającego f,<br />
A-Eberle<br />
OK WinPQ – wymagania określone w Rozporządzeniu 3 są spełnione, klasa A<br />
PQI-D<br />
GmbH & Co. KG<br />
NOK (…) – wymagania określone w Rozporządzeniu nie są spełnione (w nawiasach okrągłych<br />
Quality Information<br />
Qualitrol<br />
podano liczbę wielkości QWave Power i współczynników, 2 które nie spełniają klasa B wymagań).<br />
System QIS<br />
Company LLC<br />
Jak zosta$o<br />
producent<br />
wspomniane<br />
nie oferuje<br />
wy&ej, w analizie jako!ci <strong>energii</strong> elektrycznej cz%sto korzysta si% z Power<br />
5<br />
środowiska<br />
PQube 4 klasa A<br />
ró&nego rodzaju wykresów. Pozwalaj# na graficzn# wizualizacj% wyników pomiarów i<br />
Standards Lab<br />
softwareowego<br />
prezentacj% przeprowadzonych analiz statystycznych. Na rys. 4 pokazano przyk$adowe wykresy<br />
wykonane na podstawie zarejestrowanych warto!ci napi%cia, którego przebieg znajduje si% na<br />
rys. 3. Rys. 4(a) prezentuje histogram wraz z cz%sto!ci# wzgl%dn# (RF) oraz wykres<br />
skumulowanego prawdopodobie'stwa (CP), a rys. 4(b) przedstawia profil dobowy, z 1-godzinn#<br />
rozdzielczo!ci#, wyznaczony na podstawie 7-dniowej rejestracji. Na rys. 4(a) zaznaczono<br />
percentyle CP05 i CP95.<br />
(a)<br />
Rys. 4. Graficzna prezentacja wyników pomiarów dla napięcia (rys. 3):<br />
(a) histogram z częstością względną (RP) oraz wykres skumulowanego prawdopodobieństwa (CP),<br />
(b) wykres profilu dobowego – 1-godzinna rozdzielczość – 7 dni rejestracji.<br />
(b)<br />
(a)<br />
(b)<br />
Rys. 4 Graficzna prezentacja wyników pomiarów dla napi%cia (
U<br />
min. kV 229,74<br />
CP01 kV 230,61<br />
CP05 kV 231,19<br />
śr kV 233,77<br />
CP95 kV 236,41<br />
CP99 kV 237,31<br />
max kV 237,79<br />
U (1/2)max<br />
max kV 241,70<br />
% zbioru wartości pozostający<br />
w przedziale tolerancji<br />
% 100<br />
Tabela 2<br />
W I E L K O Ś C I I W S P Ó Ł C Z Y N N I K I<br />
U P L T<br />
A U<br />
THD U<br />
U ( h )<br />
f Ocena JEE<br />
tydzień 1 ! ! ! ! ! ! OK<br />
tydzień 2 ! " ! " ! ! NOK (2)<br />
(a)<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
(b)<br />
…<br />
…<br />
…<br />
…<br />
Rys. 5. Przebiegi tydzień wartości n-1 skutecznych ! oraz wartości ! chwilowych napięć ! i prądów ! zarejestrowane ! ! OK<br />
podczas zapadu tydzień (U (1/2)min. n = 192,7 kV "– 83,8%U n , czas " trwania 74 ! ms) ! ! ! NOK (2)<br />
cały okres<br />
pomiarów<br />
! " ! ! ! ! NOK (1)<br />
Tabela 3<br />
Nr System pomiarowy Analizator<br />
Liczba<br />
sztuk<br />
klasa wg<br />
PN-EN 61000-4-30<br />
1 ION Enterprise ION7650 3 klasa A<br />
2<br />
ENCORE<br />
Series System<br />
61000 PQ 1 klasa A<br />
Producent<br />
Schneider Electric<br />
(Power Logic)<br />
Gossen Metrawatt<br />
(Dranetz BMI)<br />
3 WinPQ<br />
PQI-DA<br />
PQI-D<br />
3 klasa A<br />
A-Eberle<br />
GmbH & Co. KG<br />
4<br />
Quality Information<br />
System QIS<br />
QWave Power 2 klasa B<br />
Qualitrol<br />
Company LLC<br />
5<br />
producent nie oferuje<br />
środowiska<br />
softwareowego<br />
PQube 4 klasa A<br />
Power<br />
Standards Lab<br />
Tab. 3. Lista systemów pomiarowych i <strong>analiza</strong>torów zastosowanych do budowy systemu monitorowania w AGH
podstawową analizę statystyczną wykonaną na zbiorze wartości<br />
10 min oraz wartości półokresowych U (1/2) przedstawionych na<br />
rys. 3.<br />
W przypadku napięcia w Rozporządzeniu zostały podane dwie<br />
wartości dopuszczalne ograniczające zmienność napięcia od góry<br />
i od dołu. Sumaryczna liczba wartości 10 min, w których występują<br />
przekroczenia wartości dopuszczalnych, biorąc pod uwagę<br />
jednocześnie limit górny i dolny, nie powinna być większa niż 5%<br />
wszystkich wartości 10 min. W przypadku tygodniowych pomiarów<br />
otrzymujemy 1008 wartości 10 min, zatem 50 z nich może znajdować<br />
się poza wartościami dopuszczalnymi. Dla pozostałych wielkości<br />
i współczynników obliczeń dokonuje się w analogiczny sposób.<br />
Jednak w każdym przypadku należy uwzględnić specyfikę danego<br />
parametru. W raporcie z przeprowadzonej analizy danych pomiarowych<br />
powinny znaleźć się również następujące informacje:<br />
• wartości dopuszczalne (limity) oraz ich podstawa np. Rozporządzenie,<br />
norma PN-EN 50160, IRiESP, IRiESD lub inne,<br />
• liczba próbek, która podlegała analizie,<br />
• jaka część analizowanych danych leży poniżej/powyżej wartości<br />
dopuszczalnej (wyrażona w % oczekiwanej liczby próbek),<br />
• współczynnik pokrycia – określa, jaką liczbą próbek dysponowano<br />
w stosunku do oczekiwanej liczby próbek, np.<br />
950<br />
1008 ⋅100 % = 94,25% – w wyniku problemów technicznych<br />
związanych z transmisją danych lub utratą zasilania<br />
<strong>analiza</strong>tora część próbek mogła zostać utracona,<br />
• liczba próbek, która została wyłączona z analizy ze względu<br />
na operację oznaczania (flagowania) – norma PN-EN 61000-<br />
4-30 definiuje warunki, w których dane pomiarowe mogą<br />
zostać oznaczone, wg normy <strong>analiza</strong>tory klasy A powinny<br />
być wyposażone w algorytmy realizujące proces oznaczania<br />
danych pomiarowych.<br />
Dodatkowy zbiór informacji, który należy zamieścić w raporcie<br />
z pomiarów, powinien zawierać: opis miejsca pomiarów i punktu<br />
pomiarowego, datę rozpoczęcia i zakończenia pomiaru, czas trwania,<br />
nazwę/typ <strong>analiza</strong>tora, klasę <strong>analiza</strong>tora, współrzędne GPS,<br />
dane GIS, znamionową i deklarowaną wartość napięcia międzyfazowego<br />
i fazowego, które napięcia zostały wykorzystane do pomiarów,<br />
rodzaj obwodu elektrycznego oraz informacje dodatkowe<br />
np.: wartość mocy zwarciowej w PWP, dane techniczne przekładników<br />
pomiarowych napięciowych i prądowych (klasa, sposób połączenia<br />
uzwojeń strony pierwotnej i wtórnej itp.), dane techniczne<br />
transformatora (moc znamionowa, sposób połączenia uzwojeń<br />
strony pierwotnej i wtórnej itp.) i inne. Raport może zawierać<br />
jeszcze inne dane wynikające ze specyfiki punktu pomiarowego,<br />
celu realizowanych pomiarów, funkcji oferowanych przez <strong>analiza</strong>tory<br />
i ich oprogramowanie oraz wymagań użytkownika systemu<br />
monitorowania.<br />
Ocena jakości <strong>energii</strong> elektrycznej w kolejnych okresach podlegających<br />
analizie, np. tygodniowych, miesięcznych lub kwartalnych,<br />
została przykładowo przedstawiona w tab. 2. W ostatniej kolumnie<br />
tabeli podano ocenę końcową danego okresu pomiarowego.<br />
Jak zostało wspomniane wyżej, w analizie jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
często korzysta się z różnego rodzaju wykresów. Pozwalają<br />
na graficzną wizualizację wyników pomiarów i prezentację<br />
przeprowadzonych analiz statystycznych. Na rys. 4 pokazano<br />
przykładowe wykresy wykonane na podstawie zarejestrowanych<br />
wartości napięcia, którego przebieg znajduje się na rys. 3.<br />
Rys. 4(a) prezentuje histogram wraz z częstością względną<br />
(RF) oraz wykres skumulowanego prawdopodobieństwa (CP),<br />
a rys. 4(b) przedstawia profil dobowy, z 1-godzinną rozdzielczością,<br />
wyznaczony na podstawie 7-dniowej rejestracji. Na rys. 4(a)<br />
zaznaczono percentyle CP05 i CP95.<br />
Przebieg wartości minimalnych napięcia U (1/2)min. pokazany na<br />
rys. 3 ujawnia co najmniej jeden zapad napięcia. Wg normy PN-<br />
EN 50160 zapad definiowany jest jako nagłe zmniejszenie się napięcia<br />
zasilającego do wartości zawartej w przedziale od 90% do<br />
5% napięcia deklarowanego, po którym w krótkim czasie następuje<br />
wzrost napięcia do poprzedniej wartości. Zgodnie z normą<br />
typowy czas trwania zapadu napięcia wynosi od 10 ms do 1 min.<br />
W omawianym przypadku: czas trwania zapadu wynosi 74 ms,<br />
wartość napięcia resztkowego 192,7 kV, co stanowi 83,8% napięcia<br />
nominalnego U n = 230 kV. Czasami tego typu stany pracy<br />
systemu elektroenergetycznego wymagają dokładniejszej analizy,<br />
szczególnie w przypadku konieczności wyjaśnienia przyczyn<br />
zaistniałych awarii lub chęci ustalenia źródła zdarzenia. Wówczas<br />
ELEKTRO<br />
NERGETYKA<br />
nr 4 (10) / 2011<br />
73
Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia<br />
wykorzystując możliwości <strong>analiza</strong>tora i jego oprogramowania jest<br />
prowadzona <strong>analiza</strong> w myśl zasady „od ogółu do szczegółu”. Na<br />
rys. 5 pokazano przebiegi wartości skutecznych oraz wartości<br />
chwilowych napięcia i prądu zarejestrowane podczas zapadu.<br />
Prezentowane dane są zapisywane w trybie rejestracji zdarzeń.<br />
Przebiegi wartości chwilowych są wyznaczane zgodnie z częstotliwością<br />
próbkowania <strong>analiza</strong>tora, natomiast wartości skuteczne<br />
są obliczane np. co jeden okres z aktualizacją okresową lub co<br />
jeden okres z aktualizacją półokresową, ewentualnie inną wynikającą<br />
z możliwości <strong>analiza</strong>tora.<br />
Przedstawiony w artykule – w skróconej postaci – sposób analizy<br />
i opracowania wyników pomiarów jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
można określić jako standardowy. Podstawę stanowią wielkości<br />
i wskaźniki wyróżnionych zaburzeń oraz ich miary liczbowe (limity,<br />
wartości dopuszczalne) podane w obowiązujących standardach.<br />
Należy podkreślić, że określone wymagania odnoszą się do pomiarów<br />
punktowych. Innym podejściem do analizy jakości <strong>energii</strong><br />
elektrycznej w systemie elektroenergetycznym jest podejście globalne<br />
(systemowe). Umożliwia całościowe spojrzenie na stan jakości<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej w danym systemie elektroenergetycznym<br />
oraz pozwala na wyznaczenie poziomu, do jakiego zmierzamy.<br />
Dzięki takiemu podejściu są możliwe różnego rodzaju agregacje<br />
danych pomiarowych oraz badania benchmarkingowe. Benchmarking<br />
może być prowadzony między wybranymi fragmentami<br />
krajowego systemu elektroenergetycznego tzn. między różnymi<br />
operatorami lub między oddziałami w ramach sieci wyróżnionego<br />
operatora itp. Kolejnym etapem mogą być badania porównawcze<br />
między systemami różnych krajów. Pierwszy Krajowy Raport<br />
Benchmarkingowy [1] wykazał brak takiego narzędzia.<br />
Globalne wskaźniki jakości <strong>energii</strong> elektrycznej (napięcia) mogą<br />
być przyporządkowane do jednej z trzech kategorii: wskaźniki<br />
oparte o ocenę różnicy rzeczywistych i idealnych przebiegów czasowych<br />
napięć, wskaźniki zagregowane wyznaczane na podstawie<br />
zbioru tradycyjnych miar liczbowych poszczególnych zaburzeń,<br />
wskaźniki oparte o ocenę kosztów ekonomicznych wynikających<br />
ze złej jakości <strong>energii</strong> elektrycznej. W publikacjach można znaleźć<br />
różne propozycje globalnych wskaźników jakości. Część z nich<br />
znalazła już zastosowanie w niektórych krajach. Propozycję całkowitego<br />
(zagregowanego) wskaźnika jakości napięcia w odniesieniu<br />
do warunków krajowych zaproponowano m.in. w artykule<br />
[10]. Wskaźnik ten jest wyznaczany na podstawie zbioru miar liczbowych<br />
tradycyjnych wskaźników jakości napięcia zgodnie z obecnym<br />
brzmieniem Rozporządzenia [5].<br />
5. System monitorowania jakości <strong>energii</strong><br />
elektrycznej w Akademii Górniczo-Hutniczej<br />
Do celów badawczych, dydaktycznych i użytkowych w sieci zasilającej<br />
AGH i Miasteczka Studenckiego AGH opracowano i zbudowano<br />
rozproszony system monitorowania jakości <strong>energii</strong> elektrycznej.<br />
System monitorowania powstał dzięki zaangażowaniu<br />
pracowników Katedry Automatyki Napędu i Urządzeń Przemysłowych<br />
z Wydziału EAIiE. Prace prowadzono we współpracy z Sekcją<br />
Głównego Energetyka AGH. W tab. 3 zamieszczono listę systemów<br />
pomiarowych i <strong>analiza</strong>torów zastosowanych do budowy systemu<br />
monitorowania.<br />
Wybrane punkty pomiarowe umożliwiają gromadzenie danych<br />
w trzech warstwach systemu zasilającego AGH: zasilanie główne,<br />
zasilanie wybranych budynków oraz zasilanie wybranych laboratoriów<br />
lub odbiorników końcowych. Pomiary są prowadzone<br />
na dwóch poziomach napięć: SN (15/8,66 kV) i nN (400/230 V).<br />
Obecnie w systemie zasilającym AGH i Miasteczka Studenckiego<br />
AGH zainstalowano 13 <strong>analiza</strong>torów jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
różnych producentów. Wśród uruchomionych punktów pomiarowych<br />
5 to punkty przyłączenia do sieci dostawcy (punkt granicy<br />
własności), gdzie dokonuje się rozliczeń za zużytą energię elektryczną.<br />
Poszczególne systemy pomiarowe oraz <strong>analiza</strong>tory różnią się<br />
między sobą. Różnice dotyczą m.in. liczby rejestrowanych parametrów,<br />
rejestracji zdarzeń, zapisu danych (relacyjna baza danych,<br />
własne formaty zapisu, format COMTRADE, format PQDIF),<br />
dostępu do danych, postaci i zawartości generowanych raportów<br />
oraz w zakresie oferowanych narzędzi do wizualizacji i analizy<br />
danych.<br />
Do systemów pomiarowych nr 1, 2 i 5 oraz związanych z nimi <strong>analiza</strong>torów<br />
jest możliwy zdalny dostęp za pomocą przeglądarki in-<br />
74
ternetowej. Dla systemu nr 1 wymagane jest użycie przeglądarki<br />
Internet Explorer, dla systemu nr 2 konieczne jest zainstalowanie<br />
środowiska Java. Analizatory ION7650, 61000 PQ i PQube posiadają<br />
wbudowany Web server, stąd możliwy jest bezpośredni<br />
kontakt z nimi np. w celu podglądu stanu bieżącego. Systemy<br />
nr 3 i 4 nie są dostępne przez przeglądarkę internetową. Z systemem<br />
nr 3 można komunikować się zdalnie, ale wymagane jest zainstalowanie<br />
na komputerze użytkownika aplikacji WinPQ (licencja)<br />
i odpowiedniej konfiguracji. Podobna sytuacja ma miejsce w przypadku<br />
systemu nr 4. Na komputerze użytkownika wymagana jest<br />
instalacja środowiska QIS (licencja). Ponieważ <strong>analiza</strong>tor QWave<br />
Power nie jest wyposażony w moduł umożliwiający komunikację<br />
z wykorzystaniem sieci internetowej, zastosowano moduł łączący<br />
interfejs szeregowy <strong>analiza</strong>tora z siecią Ethernet. Cechą wyróżniającą<br />
system nr 5 jest brak dedykowanego do obsługi <strong>analiza</strong>torów<br />
centralnego środowiska softwareowego oraz centralnej<br />
bazy danych. Każdy z <strong>analiza</strong>torów PQube funkcjonuje niezależne.<br />
Dane zapisywane są bezpośrednio na 4 GB karcie SD zainstalowanej<br />
w <strong>analiza</strong>torze, w plikach o standardowych formatach.<br />
Zdalny dostęp do <strong>analiza</strong>tora PQube możliwy jest za pomocą wybudowanego<br />
Web servera, protokołu ftp, protokołu Modbus oraz<br />
poczty elektronicznej e-mail (dwukierunkowo).<br />
W Laboratorium Jakości Energii Elektrycznej znajdującym się<br />
w pawilonie B1 uruchomiono stanowiska komputerowe (serwery)<br />
do obsługi ww. systemów pomiarowych oraz <strong>analiza</strong>torów. Na<br />
poszczególnych serwerach zainstalowano specjalistyczne oprogramowanie<br />
niezbędne dla danej grupy <strong>analiza</strong>torów rozmieszczonych<br />
w systemie zasilającym AGH i Miasteczka Studenckiego<br />
AGH. Z tego miejsca nadzorowana jest praca całego systemu<br />
monitorowania. Dokonywany jest automatyczny odczyt danych<br />
z <strong>analiza</strong>torów, które gromadzone są w bazach danych. Na podstawie<br />
danych historycznych można przeprowadzić różnego<br />
rodzaju analizy i dokonać oceny jakości <strong>energii</strong> elektrycznej dostarczanej<br />
do AGH. Pomiary prowadzone za pomocą <strong>analiza</strong>torów<br />
jakości <strong>energii</strong> elektrycznej umożliwiają również analizę zużycia<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej i efektywności energetycznej. Oprócz <strong>analiza</strong>torów<br />
i systemów pomiarowych wymienionych w tab. 3, są również<br />
prowadzone prace z innymi <strong>analiza</strong>torami z wykorzystaniem<br />
ich oprogramowania: Simeas Q80 firmy Siemens, Certan PQ-100<br />
firmy Procom, SO-52v11/MPA-351 firmy Mikronika, PQM-701 firmy<br />
Sonel, Fluke 435 firmy Fluke, Unilyzer 902 firmy Unipower AB,<br />
Topas 1000 firmy LEM i innymi.<br />
Na stronie www.smartgrid.agh.edu.pl znajduje się portal poświęcony<br />
inteligentnym systemom elektroenergetycznym tzw. smart<br />
grids, prowadzony w AGH. Na stronie głównej znajdują się linki<br />
w sekcji „SMART METERING AGH” umożliwiające dostęp do omawianego<br />
systemu monitorowania.<br />
6. Podsumowanie<br />
Monitorowanie poziomu jakości <strong>energii</strong> elektrycznej jest już nie<br />
tylko przedmiotem zainteresowania wąskiej grupy naukowców,<br />
ale staje się codzienną praktyką w przedsiębiorstwach sieciowych,<br />
u wytwórców, odbiorców przemysłowych i instytucjonalnych,<br />
a nawet u odbiorców indywidualnych. Energia elektryczna stała<br />
się towarem i jak w przypadku innych towarów oceniana jest jej<br />
jakość. Stąd ciągły <strong>monitoring</strong> jakości <strong>energii</strong> elektrycznej nabiera<br />
coraz większego znaczenia. Istotnym elementem systemu<br />
są zastosowane <strong>analiza</strong>tory jakości <strong>energii</strong> elektrycznej. Decyzja<br />
o wyborze <strong>analiza</strong>torów powinna być przemyślana i wynikać ze<br />
świadomych oczekiwań co do ich przeznaczenia i zadań. Nie może<br />
ograniczać się do ceny, ale powinna uwzględnić oferowane właściwości<br />
metrologiczne, zakres możliwości pomiarowych i dodatkowe<br />
funkcjonalności.<br />
Celem procesu <strong>monitoring</strong>u jest pozyskanie danych i przetworzenie<br />
ich do postaci pozwalającej na uzyskanie użytecznej informacji.<br />
Umiejętność analizy danych pomiarowych oraz ich interpretacji<br />
pod kątem oceny jakości <strong>energii</strong> elektrycznej jest niezbędna.<br />
Dla podkreślenia znaczenia tego zagadnienia warto zacytować<br />
fragment z Krajowego Raportu Benchmarkingowego [1]: „Jakość<br />
dostawy <strong>energii</strong> stała się odrębną specjalnością zawodową wymagającą<br />
stosownego przygotowania teoretycznego (w dużym stopniu<br />
interdyscyplinarnego w ramach kierunku elektrotechniki),<br />
bardzo dużego doświadczenia zawodowego i ciągłej aktualizacji<br />
wiedzy. Ten stan rzeczy wymaga, aby tą problematyką w strukturze<br />
organizacyjnej operatora zajmowało się oddzielne grono spe-<br />
ELEKTRO<br />
NERGETYKA<br />
nr 4 (10) / 2011<br />
75
cjalistów, dla których będą to podstawowe obowiązki służbowe.<br />
Traktowanie tych prac jako zajęcia dodatkowego nie jest dobrym<br />
rozwiązaniem. Warto zacząć od prac koordynacyjnych, aby z czasem<br />
wykształcić zespół ekspertów.”.<br />
Wdrożony w AGH rozproszony system monitorowania umożliwia<br />
prowadzenie badań w obszarze „inteligentnych” systemów pomiarowych<br />
(tzw. smart metering), jakości <strong>energii</strong> elektrycznej oraz<br />
efektywności energetycznej, wzbogaca ofertę AGH dla energetyki<br />
zawodowej i przemysłu, rozszerza ofertę dydaktyczną: projekty<br />
studenckie, prace magisterskie i inżynierskie, studia podyplomowe.<br />
Wykonawcy planują kontynuowanie prac i rozbudowę stworzonego<br />
systemu monitorowania zarówno w obszarze pomiarów<br />
jakości <strong>energii</strong> elektrycznej (power quality smart metering), jak<br />
i pomiarów efektywności energetycznej (energy efficiency smart<br />
metering). Prowadzone są też prace mające na celu stworzenie<br />
własnego oprogramowania do gromadzenia danych z różnych<br />
<strong>analiza</strong>torów i/lub systemów pomiarowych oraz ich wizualizacji<br />
i analizy.<br />
Literatura<br />
[1] Krajowy Raport Benchmarkingowy nt. jakości dostaw <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
do odbiorców przyłączonych do sieci przesyłowych i dystrybucyjnych.<br />
Praca zrealizowana w ramach projektu nr 2006/018-180.02.04<br />
finansowanego przez Unię Europejską ze środków Transition Facility<br />
PL2006/018-180.02.04 „Wdrażanie konkurencyjnego rynku <strong>energii</strong>”<br />
Nr ref. 2006/018-180.02.04.02 – Część B.<br />
[2] T. Szczepański, J. Rączka: „Monitorowanie jakości <strong>energii</strong> elektrycznej<br />
w sieci przesyłowej”, „<strong>Elektroenergetyka</strong> – Współczesność i Rozwój”,<br />
nr 1(7)/2011, ISSN-2080-8593.<br />
[3] A. Cieśla, Z. Hanzelka: „Inteligentne systemy elektroenergetyczne<br />
(ang. Smart Grid)”, www.smartgrid.ahg.edu.pl – portal poświęcony inteligentnym<br />
systemom elektroenergetycznym tzw. smart grids prowadzony<br />
w Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie.<br />
[4] PN EN 50160 Parametry napięcia zasilającego w publicznych sieciach<br />
elektroenergetycznych, www.pkn.pl.<br />
[5] Rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie<br />
szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego,<br />
Dziennik Ustaw Nr 93, poz. 623, z dnia 29.05.2007.<br />
[6] PN-EN 61000-4-30 Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC) –<br />
Część 4-30: Metody badań i pomiarów – Metody pomiaru jakości <strong>energii</strong>,<br />
www.pkn.pl.<br />
Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia Technologia<br />
[7] R. C. Dugan, M. F. McGranaghan, S. Santoso: „Electrical Power Quality<br />
Systems, Second Edition”, The McGraw-Hill Companies, 2003.<br />
[8] G. Błajszczak, A. Firlit: „Narzędzia do oceny i analizy jakości <strong>energii</strong><br />
elektrycznej”, Energetyka 2009, nr 12, s. 787-793.<br />
[9] R. Neumann: „The importance of IEC 61000-4-30 Class A for the Coordination<br />
of Power Quality Levels”, 9th International Conference Electrical<br />
Power Quality and Utilisation, Barcelona, 09-11.10.2007.<br />
[10] Z. Hanzelka, A. Firlit, G. Błajszczak: „Syntetyczne miary jakości napięcia”,<br />
Automatyka, Elektryka, Zakłócenia – red. Zbigniew R. Kwiatkowski.<br />
– Gdańsk: INFOTECH, 2011, s. 118–126.<br />
Dr inż. Andrzej Firlit, absolwent Wydziału Elektrotechniki Automatyki<br />
i Elektroniki Akademii Górniczo-Hutniczej w Krakowie<br />
(kierunek elektrotechnika, specjalność automatyka i metrologia<br />
1996), doktor nauk technicznych w dyscyplinie elektrotechnika<br />
(praca „Analiza porównawcza algorytmów sterowania filtrów aktywnych<br />
opartych na wybranych teoriach mocy” obroniona z wyróżnieniem,<br />
2006). Od 1995 r. związany z Katedrą Automatyki Napędu<br />
i Urządzeń Przemysłowych w AGH, od 2006 r. jako adiunkt.<br />
Praca naukowo-badawcza i działalność dydaktyczna obejmują następujące<br />
obszary: jakość dostawy <strong>energii</strong> elektrycznej, filtrację<br />
aktywną, teorie mocy, inteligentne systemy elektroenergetyczne<br />
(smart grids) i systemy ciągłego <strong>monitoring</strong>u (smart metering).<br />
Autor i współautor ponad 30 publikacji w periodykach krajowych<br />
i zagranicznych, wykładowca w trakcie wielu seminariów dla pracowników<br />
energetyki zawodowej, przemysłu i biur projektowych.<br />
Od 2008 r. kierownik Studiów Podyplomowych Jakość Energii<br />
Elektrycznej (prowadzonych w AGH od 1999 r.). W 2011 r. odznaczony<br />
medalem Komisji Edukacji Narodowej za osiągnięcia dydaktyczne.<br />
Od początku zaangażowany w Centrum Promocji i Efektywnego<br />
Użytkowania Energii Elektrycznej Katedry Automatyki Napędu<br />
i Urządzeń Przemysłowych AGH, realizującego prace na rzecz<br />
energetyki zawodowej i przemysłu. Autor lub współautor ponad<br />
50 analiz i ekspertyz w zakresie oceny i analizy jakości dostawy<br />
<strong>energii</strong> elektrycznej, kompensacji mocy biernej, filtracji wyższych<br />
harmonicznych, audytów energetycznych prowadzonych m.in. dla:<br />
PSE Operator, KGHM, ENION, Vattenfall, Elektromontaż 1 Katowice,<br />
Polskie Centrum Promocji Miedzi (m.in. Program Leonardo Power<br />
Quality Initiative), Qumak-Sekom, TELE-FONIKA Kable, CELSA<br />
Huta Ostrowiec, Huta Stalowa Wola i Grupa Górażdże<br />
76