INSTRUKCJA OBSŁUGI PROGRAM SONEL ANALIZA 2.0

Transkrypt

1 INSTRUKCJA OBSŁUGI PROGRAM SONEL ANALIZA 2.0 Dotyczy mierników: PQM-700, PQM-701, PQM-701Z, PQM-701Zr, PQM-702 SONEL S. A. ul. Wokulskiego Świdnica Wersja

2 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Uwaga: W związku z ciągłym rozwijaniem oprogramowania, wygląd niektórych ekranów może być nieco inny niż przedstawiony w niniejszej instrukcji. Uwaga: Najnowsza wersja oprogramowania znajduje się na stronie WWW producenta. Uwaga: Szczegółowych informacji na temat możliwości rejestratora należy szukać w instrukcjach obsługi konkretnych rejestratorów. 2

3 SPIS TREŚCI 1 Instalacja i uruchomienie programu Minimalne wymagania sprzętowe Instalacja programu Uruchomienie programu Wybór analizatora Konfiguracja analizatora Ustawienia analizatora Konfiguracja punktu pomiarowego Ustawienia główne Konfiguracja analizatora na pomiar wg normy EN Konfiguracja analizatora wg ustawień użytkownika Napięcie Prąd Moc i energia Harmoniczne Interharmoniczne (tylko PQM-702) Profile konfiguracji domyślnych Ustawienia bieżące Karta <Czas i bezpieczeństwo> Karta <Faza cęgów> Karta <Połączenie bezprzewodowe> (nie dotyczy PQM-700) Karta <Połączenie szeregowe> (tylko PQM-701Zr) Karta <Ustawienia dodatkowe> Baza analizatorów Obsługa trybu komunikacji przez GSM (tylko PQM-702) Informacje ogólne o połączeniu GSM Konfiguracja modemu Sprawdzenie połączenia GSM Możliwe problemy z konfiguracją GSM i wskazówki postępowania Odczyt danych bieżących Oscylogramy Wykresy czasowe Pomiary Wykresy wskazowe Harmoniczne Interharmoniczne (tylko PQM-702) Analiza danych Odczyt danych z analizatora Wybór przedziału czasowego do analizy Analiza odczytanych danych Ogólne Pomiary Zdarzenia Analiza odczytanych danych wg Normy Eksport danych

4 4 Instrukcja obsługi Sonel Analiza Inne opcje programu Status analizatora, wyzwalanie i zatrzymywanie rejestracji Kasowanie danych Konfiguracja programu Ustawienia główne Ustawienia analizatora Odczyty bieżące Ustawienia kolorów Analiza danych Ustawienia raportów Ustawienia mediów (nie dotyczy PQM-700) Uaktualnianie programu i oprogramowania analizatora Automatyczna aktualizacja oprogramowania Jakość zasilania przewodnik Informacje podstawowe Wejścia napięciowe Wejścia prądowe Cęgi twarde (CT) do pomiaru prądów zmiennych (AC) Cęgi do pomiaru prądów zmiennych i stałych (AC/DC) Cęgi elastyczne (giętkie) Cyfrowy integrator Próbkowanie sygnału Synchronizacja PLL Migotanie światła (Flicker) Pomiar mocy Moc czynna Moc bierna Moc bierna a układy 3-przewodowe Moc bierna a liczniki energii biernej Moc pozorna Moc odkształcenia D B a efektywna moc pozorna odkształcenia S en Współczynnik mocy Harmoniczne Moce czynne harmonicznych Moce bierne harmonicznych Charakterystyka harmonicznych w układach trójfazowych Szacowanie niepewności pomiaru mocy i energii Metoda pomiaru składowych harmonicznych Współczynnik THD Współczynnik K Interharmoniczne Metoda wyznaczania interharmonicznych Współczynnik zniekształceń interharmonicznych TID Asymetria Detekcja zdarzeń Detekcja zapadów, przepięć i przerw w napięciu Krzywe CBEMA i ANSI Uśrednianie wyników pomiarów Pomiar częstotliwości Synchronizacja czasu (tylko PQM-702)

5 Wymogi normy PN-EN Odbiornik GPS Oznaczanie danych pomiarowych Resynchronizacja czasu

6 Instrukcja obsługi Sonel Analiza Instalacja i uruchomienie programu Program Sonel Analiza 2.0 jest aplikacją niezbędną do pracy z analizatorami serii PQM-70X. Umożliwia on: konfigurację analizatora, odczyt danych z rejestratora, podgląd sieci w czasie rzeczywistym, kasowanie danych w analizatorze, przedstawianie danych w formie tabel, przedstawianie danych w formie wykresów, analizowanie danych pod kątem normy EN (raporty) i innych zdefiniowanych przez użytkownika warunków odniesienia, niezależną obsługę wielu urządzeń, aktualizację programu do nowszych wersji. 1.1 Minimalne wymagania sprzętowe W Tab. 1 wymieniono minimalną i zalecaną konfigurację komputera współpracującego z programem Sonel Analiza 2.0. Tab. 1. Minimalna i zalecana konfiguracja komputera. Konfiguracja Minimalna Zalecana Procesor 1,5GHz Klasy Pentium IV 2.4GHz Pamięć operacyjna 1GB 2GB Wolna przestrzeń na dysku twardym Karta graficzna 200MB 32MB, rozdzielczość 1024x768 8GB 64MB z obsługą OpenGL, rozdzielczość 1024x768 Złącze USB Dostęp do Internetu (do automatycznych aktualizacji) System operacyjny Windows XP, Windows Vista, Windows Instalacja programu Uwaga Aby ułatwić procedurę instalacji sterowników analizatora PQM-70X zaleca się, aby przed podłączeniem kabla USB najpierw zainstalować program Sonel Analiza 2.0 wraz ze sterownikami wg opisanej niżej instrukcji. Aby rozpocząć instalację oprogramowania Sonel Analiza 2.0 należy uruchomić plik instalacyjny (np. Setup Sonel Analysis 2.0.X.exe ) znajdujący się na dostarczonej z analizatorem płycie CD. 6

7 1 Instalacja i uruchomienie programu Rys. 1. Instalator ekran początkowy. Kliknąć przycisk Dalej>. Należy zapoznać się z umową licencyjną programu i nacisnąć przycisk Zgadzam się. Na kolejnym ekranie należy wskazać lokalizację dla instalowanej aplikacji i kliknąć Dalej >. Rys. 2. Instalator- ustawienie lokalizacji programu. 7

8 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 3. Instalator - wybór komponentów. Na ekranie wyboru komponentów zaznaczyć opcję Sterowniki oraz opcjonalnie Skrót na pulpicie. Następnie kliknąć przycisk Dalej >. Ostatnim krokiem jest ustalenie lokalizacji i nazwy programu, która będzie widoczna w menu Start. Instalator jest gotowy do zainstalowania programu. Aby rozpocząć instalację należy nacisnąć przycisk Zainstaluj. W końcowej części program instaluje sterowniki (jeśli użytkownik wybrał taką opcję). Należy zainstalować sterowniki odbiornika radiowego OR-1 oraz analizatora PQM-70X. W zależności od systemu operacyjnego kreator instalacji może wyglądać nieco inaczej niż pokazano to na zamieszczonych ekranach. Po pojawieniu się ekranu kreatora instalacji sterowników należy postępować zgodnie z wyświetlanymi przez system informacjami. W przypadku systemu Windows XP należy wybrać opcję Zainstaluj oprogramowanie automatycznie (zalecane). W przypadku systemu Windows Vista oraz Windows 7 procedura sprowadza się do wybrania opcji Dalej >, a po zakończeniu instalacji zamknięcie okna kreatora przyciskiem Zakończ (Rys. 5, Rys. 4). 8

9 1 Instalacja i uruchomienie programu Rys. 4. Instalator pakietu sterowników. Rys. 5. Instalator wybór sterowników do instalacji. Na koniec instalacji oprogramowania zostanie wyświetlone okno jak na Rys. 6. Jeżeli zaznaczono opcję Uruchom program Sonel Analiza 2.0 to po wybraniu przycisku Zakończ zostanie uruchomiona aplikacja. 9

10 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 6. Zakończenie instalacji. W tym momencie można podłączyć PQM-70X do komputera. System powinien po chwili automatycznie rozpoznać przyłączone urządzenie. Jeżeli instalacja przebiegła pomyślnie komputer jest gotowy do współpracy z analizatorem. 1.3 Uruchomienie programu Po uruchomieniu programu, pojawia się okno główne jak na Rys. 7. Poszczególne ikony mają następujące znaczenia: Otwórz w zależności od kontekstu umożliwia wczytanie z dysku konfiguracji analizatora, zapisanej analizy lub zapisanej rejestracji, Zapisz w zależności od kontekstu umożliwia zapisanie na dysku konfiguracji analizatora (podczas edycji konfiguracji), zapis surowych danych lub plików bieżącej analizy (podczas analizy), Konfiguracja moduł konfiguracji analizatora, Odczyty bieżące tryb odczytu wartości bieżących w czasie rzeczywistym, Analiza moduł analizy danych bezpośrednio z analizatora lub z karty pamięci, Rozłącz kończy sesję komunikacyjną z analizatorem. Rozszerzenia plików wykorzystywanych przez program Sonel Analiza są następujące: *.settings pliki konfiguracji analizatora (punktów pomiarowych), *.config pliki konfiguracji programu Sonel Analiza, *.pqm70x pliki danych rejestracji, *.analysis pliki analizy. Użytkownik ma możliwość wyboru poleceń z menu górnego, ikon lub przy pomocy myszki oraz skrótów klawiszowych (skróty obowiązują w całym programie): F5 konfiguracja analizatora F4 ustawienia bieżące analizatora (w tym czasu i bezpieczeństwa) F9 ustawienia programu Sonel Analiza, F6 tryb odczytu wartości bieżących, F8 analiza danych, CTRL + S zapis analizy na dysku lub zrzut ekranu w trybie odczytu bieżących wartości, 10

11 1 Instalacja i uruchomienie programu Dostępnych jest wiele innych skrótów klawiaturowych. Większość z nich jest widoczna w menu programu obok nazwy pozycji. Porada Użytkownik ma możliwość wyboru poleceń przy pomocy myszki, jak i za pomocą klawiatury (standardowe działanie jak w Windows, ENTER wybór opcji, ESC anuluj, TAB przejście do następnego przycisku itd.). 1.4 Wybór analizatora Rys. 7. Ekran główny. Przed przesłaniem jakichkolwiek danych z lub do analizatora, niezbędny jest wybór analizatora, z którym program Sonel Analiza nawiąże łączność. Aby połączyć się z analizatorem należy wybrać dowolną opcję wymagającą aktywnego połączenia, np. wybranie ikony Konfiguracja, Odczyty bieżące lub Analiza. Po wybraniu jednej z powyższych opcji, jeżeli wcześniej nie było aktywnego połączenia z analizatorem, program wyświetla okno Połączenie z analizatorem i rozpoczyna skanowanie dostępnych analizatorów (patrz Rys. 8). Analizatory są poszukiwane drogą przewodową (porty USB) oraz bezprzewodową (jeżeli do komputera PC jest podłączony odbiornik radiowy OR-1 nie dotyczy PQM-700). Można również aktywować opcję wyszukiwania analizatorów połączonych przez GSM (tylko PQM-702) po włączeniu opcji TCP/IP przez GSM w konfiguracji programu. Po pomyślnym skanowaniu, na liście pojawiają się wykryte analizatory. Wyświetlany jest model analizatora, jego numer seryjny oraz typ łącza komunikacyjnego. Kliknięcie na wybranym analizatorze i naciśnięcie ikony Wybierz zatwierdza wybrany analizator z listy. Analizator można rów- 11

12 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 nież wybrać klikając dwukrotnie na jego pole. Naciśnięcie ikony Wyszukaj ponownie rozpoczyna powtórne skanowanie analizatorów. Po wybraniu analizatora, program poprosi o wprowadzenie kodu PIN, który zabezpiecza przed nieautoryzowanym dostępem. Składa się on z trzech cyfr 0 9. Fabryczny numer PIN to 000. Uwaga Trzykrotne złe wprowadzenie kodu PIN powoduje blokadę transmisji danych na 10 minut. Rys. 8. Okno wyboru analizatora do połączenia z programem. Uwagi Wykrycie analizatora drogą bezprzewodową jest możliwe tylko po wcześniejszym wpisie do bazy analizatorów numeru seryjnego analizatora, który jest unikalny dla danego egzemplarza. Na podstawie tego numeru program filtruje inne analizatory (np. będące w zasięgu interfejsu radiowego) nie należące do właściciela danej kopii programu. Wpisu do bazy można dokonać ręcznie (Punkt 2.4) lub po podłączeniu analizatora przez łącze USB, wpisaniu poprawnego kodu PIN oraz zaznaczeniu opcji Zapamiętaj PIN (patrz Rys. 9). Analizator jest wtedy dopisywany do bazy analizatorów. 12

13 1 Instalacja i uruchomienie programu Rys. 9. Weryfikacja kodu PIN. W okienku autoryzującym można zaznaczyć opcję Zapamiętaj PIN, co spowoduje skojarzenie numeru seryjnego i podanego PIN-u, tak, aby użytkownik przy ponownym połączeniu już nie musiał go wprowadzać (numer seryjny i model analizator zostaje automatycznie dopisany do bazy analizatorów). Po udanym połączeniu powinno pojawić się okno potwierdzające nawiązanie połączenia z analizatorem jak na Rys. 10. Na ekranie tym są podawane dane analizatora takie jak numer seryjny, wersja oprogramowania (firmware u) i sprzętu. W przypadku, gdy automatyczne zalogowanie się nie powiedzie, ponownie jest wyświetlane okno jak na Rys

14 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 10. Udane połączenie z analizatorem. Podanie błędnego PIN-u powoduje pokazanie okna z Rys. 11. Uwaga W przypadku zablokowania transmisji po trzech nieudanych próbach podania PIN-u, w momencie kolejnej próby połączenia z analizatorem pojawia się okno z napisem Transmisja zablokowana z powodu błędnego kodu PIN! Rys. 11. Błędny PIN. 14

15 2 Konfiguracja analizatora Jeżeli próba nawiązania połączenia z analizatorem nie powiedzie się z powodów niezwiązanych z kodem PIN, zostanie to zasygnalizowane komunikatem o błędzie. Próbę można powtórzyć naciskając przycisk Ponów lub wyjść do okna wyboru analizatorów w celu wyboru innego analizatora lub powtórnego przeskanowania obecności analizatorów. Jeżeli podczas komunikacji nastąpi wyłączenie analizatora, wyciągnięcie przewodu USB lub z innych przyczyn aplikacja nie będzie mogła uzyskać odpowiedzi od analizatora, pojawi się komunikat z Rys Konfiguracja analizatora Rys. 12 Połączenie utracone. Po wybraniu z menu głównego opcji Analizator Konfiguracja (lub kliknięciu ikony) otworzy się okno do konfiguracji pomiarów jak na Rys. 13. Jest to najważniejsza część konfiguracji analizatora. W tym miejscu użytkownik decyduje, jakie parametry będą rejestrowane przez analizator, jaki jest typ sieci oraz wartości nominalne parametrów. Lewa część ekranu jest podzielona na dwie części (Rys. 13): Lokalnie oraz Analizator. Górna część (Lokalnie) służy do modyfikacji parametrów przez użytkownika, dolna (Analizator) przechowuje aktualne ustawienia analizatora i służy tylko do odczytu. Każda z obu części zawiera rozwijane drzewko podzielone na cztery punkty pomiarowe oraz Ustawienia analizatora. Uwaga PQM-700 posiada tylko jeden punkt pomiarowy. 15

16 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 13. Konfiguracja punktów pomiarowych drzewo ustawień. Każdy z czterech punktów pomiarowych reprezentuje niezależną konfigurację pomiarową analizatora. To właśnie w konfiguracji punktu pomiarowego użytkownik definiuje typ sieci, napięcie nominalne, częstotliwość, typ cęgów i parametry rejestracji oraz detekcji zdarzeń. Ikony przy punkcie pomiarowym mogą przyjmować różne kolory: kolor szary oznacza brak połączenia z analizatorem, kolor zielony oznacza, że aktualna konfiguracja jest zsynchronizowana z konfiguracją analizatora oraz z konfiguracją zapisaną na dysku, kolor niebieski oznacza, że aktualna konfiguracja jest zgodna z analizatorem, lecz różni się od zapisanej na dysku, kolor żółty gdy konfiguracja jest niezgodna z analizatorem, ale zgodna z zapisaną na dysku, kolor czerwony jest wyświetlany, gdy bieżąca konfiguracja jest różna zarówno od tej w analizatorze jak i tej zapisanej na dysku. Przycisk Odbierz umożliwia odczytanie ustawień z analizatora celem ich edycji w komputerze. Jeżeli ustawienia zostały wcześniej zmodyfikowane przez użytkownika to pojawi się komunikat z ostrzeżeniem. Poprawny odczyt potwierdzany jest również odpowiednim komunikatem. W tym momencie wszystkie ikony w d7rzewku z punktami pomiarowymi zmieniają kolor na niebieski, co oznacza, iż ustawienia w aplikacji i w analizatorze są identyczne. Przycisk Wyślij umożliwia wysłanie konfiguracji z górnej części (Lokalnie) do analizatora. Przed wysłaniem konfiguracji użytkownik zostanie poproszony o potwierdzenie operacji (Rys. 14). 16

17 2 Konfiguracja analizatora Rys. 14. Potwierdzenie zapisu konfiguracji. Uwaga Zapis nowej konfiguracji powoduje skasowanie wszystkich danych na karcie pamięci. Użytkownik powinien wcześniej zebrane dane odczytać z analizatora i zapisać je na lokalnym dysku. Uwaga Zapisanie nowej konfiguracji w analizatorze nie jest możliwe, jeżeli analizator pracuje w trybie rejestracji (użytkownik zostanie poinformowany o tym fakcie odpowiednim komunikatem Rys. 15). 17

18 2.1 Ustawienia analizatora Rys. 15. Programowanie zablokowane. Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Pierwszym elementem konfiguracji w lewej części okna są Ustawienia analizatora. Cześć tą podzielono na trzy zakładki: Typ analizatora: umożliwia wybranie modelu analizatora, którego konfigurację będzie się modyfikować. Ponieważ aplikacja pozwala na obsługę kilku modeli analizatorów, które różnią się możliwościami, użytkownik powinien wcześniej wybrać z listy typ analizatora, aby konfiguracja odpowiadała możliwościom analizatora. Jeżeli użytkownik wcześniej połączył się z analizatorem,- typ analizatora jest ustawiany automatycznie. Dodatkowo, użytkownik może wskazać typ domyślnego analizatora w konfiguracji programu (patrz pkt ), Przydział pamięci (nie dotyczy PQM-700): ta zakładka umożliwia przydzielenie pamięci na karcie dla poszczególnych punktów pomiarowych. Cztery suwaki określają ilość przydzielonej pamięci dla danego punktu (w MB i %). W środkowej części prezentowana jest wizualizacja przydziału. Cała wolna przestrzeń na karcie (100%) może być dowolnie podzielona między cztery punkty pomiarowe. Możliwe jest przyznanie 100% miejsca jednemu punktowi pomiarowemu; rejestracja w pozostałych punktach jest wtedy niemożliwa, dostępny jest tylko podgląd danych bieżących sieci. Wszystkie punkty pomiarowe mają liniowy zapis do pamięci, wraz z zapełnieniem pamięci dla danego punktu pomiarowego następuje zatrzymanie rejestracji. Należy pamiętać, że zmiana przydziału pamięci może wymagać usunięcia wszystkich danych z karty pamięci, zatem wskazane jest wcześniejsze odczytanie tych danych i zapisanie ich na lokalnym dysku. Synchronizacja GPS (tylko PQM-702): dwa parametry tu umieszczone pozwalają zdefiniować zachowanie analizatora przy zmianie źródła czasu pomiarowego podczas rejestracji. Próg przeskoku czasu definiuje różnicę czasu w sekundach, między zegarem RTC analizatora i zegarem UTC odebranym z satelitów GPS. Jeśli różnica obu zegarów jest większa niż próg wpisany w pole Próg przeskoku czasu, wtedy nastąpi natychmiastowa zmiana czasu wewnętrznego analizatora na czas UTC. Jeśli różnica ta będzie mniejsza to analizator będzie powoli dochodzić do czasu UTC bez skokowej zmiany czasu. Próg przeskoku czasu ustawiony na wartość zero wyłącza skokową zmianę czasu i zawsze jest wtedy przeprowadzana stopniowa resynchronizacja. Za szybkość dochodzenia czasu do stanu synchronizacji odpowiada parametr Współczynnik resynchronizacji. Jest to wyrażona w procentach wartość od 0 do 100, decydująca jak szybko czas wewnętrzny zrówna się z czasem UTC w procesie resynchronizacji. Jeśli Współczynnik resynchronizacji jest równy 100% to na każdą sekundę czasu pół sekundy jest korygowane w przód lub tył. Przy mniejszych wartościach współczynnika korekcja jest proporcjonalnie mniejsza, co tym samym wydłuża czas zrównania zegarów. Jeśli nie jest aktywna rejestracja to zmiana czasu wewnętrznego jest zawsze natychmiastowa. Zobacz również rozdz

19 2 Konfiguracja analizatora Rys. 16. Okno przydziału pamięci 2.2 Konfiguracja punktu pomiarowego Rozwinięcie drzewka punktu pomiarowego można dokonać przez pojedyncze kliknięcie na trójkącie przy punkcie pomiarowym lub podwójne kliknięcie na danym punkcie pomiarowym. Podświetlenie (poprzez pojedyncze kliknięcie) danego punktu pomiarowego powoduje pojawienie się w prawej części ekranu ustawień głównych dotyczących tego punktu. Ustawienia główne składają się z dwóch zakładek: Podstawowe i Dodatkowe. Po rozwinięciu wybranego punktu pomiarowego ukazuje się lista zgrupowana następująco: Norma karta ustawień dla rejestracji zgodnej z normą EN oraz innymi standardami, Napięcie ustawienia parametrów związanych z napięciem podzielone na dwie zakładki Podstawowe i Dodatkowe, Prąd ustawienia parametrów związanych z prądem, Moc i Energia parametry mocy i energii podzielone na trzy zakładki: Moce, Dodatkowe i Energie, Harmoniczne parametry harmonicznych podzielone na trzy zakładki: Napięcia, Prądy i Dodatkowe, Interharmoniczne (tylko PQM-702) parametry interharmonicznych podzielone na dwie zakładki: Napięcia i Prądy. Poniżej opisano kolejno ekran ustawień głównych, a następnie poszczególne karty. 19

20 Instrukcja obsługi Sonel Analiza Ustawienia główne Zakładka <Podstawowe> Ekran ustawień głównych punktu pomiarowego i zakładkę Podstawowe pokazano na Rys. 17. Można na nim zauważyć kilka sekcji: w górnej części zgrupowano ustawienia dotyczące sieci, poniżej znajduje się część dotycząca rejestracji wg harmonogramu i przedziałów czasu. Dodatkowo, na tym ekranie można przypisać własną nazwę punktu pomiarowego oraz histerezę wykorzystywaną przy detekcji zdarzeń. Rys. 17. Ustawienia typu sieci, parametrów znamionowych sieci oraz przekładników. W części dotyczącej sieci określa się: Napięcie Un: nominalna wartość napięcia 64/110V (nie dotyczy PQM-701), 110/190V, 115/200V, 127/220V, 220/380V, 230/400V, 240/415V, 254/440V, 290/500V, 400/690V (fazowo/międzyfazowo, w zależności od wybranego typu sieci), Częstotliwość fn: częstotliwość nominalna sieci 50 lub 60Hz, Układ sieci jednofazowy, dwufazowy (ang. split-phase), gwiazda z N, trójkąt, gwiazda bez N oraz układy pomiarowe Arona; w polu pod nazwą umieszczony jest rysunek połączeń dla wybranego układu. Dla sieci typu trójkąt i gwiazda bez N, nominalną wartością napięcia jest wartość międzyfazowa (druga wartość podana w polu Napięcie Un), Typ cęgów wskazuje typ cęgów prądowych używanych w pomiarach. Można wybrać cęgi C-4, C-5, C-6, C-7 lub cęgi giętkie F-1/F-2/F-3. Jeśli pomiar prądu nie jest wymagany można wybrać opcję Brak. 20

21 2 Konfiguracja analizatora Przekładniki napięciowe umożliwiają zdefiniowane przekładni napięciowej jeśli używane są przekładniki. Należy wybrać, który z trzech możliwych parametrów przekładnika będzie wyliczany z dwóch pozostałych: zaznaczenie Pierwotne powoduje wyszarzenie napięcia strony pierwotnej, które jest wyliczane przez program na podstawie dwóch pozostałych parametrów, które użytkownik może zmieniać: napięcie strony wtórnej pole Wtórne oraz Przekładnia. Napięcie strony pierwotnej jest wyliczane jako iloczyn napięcia strony wtórnej i przekładni. zaznaczenie Wtórne powoduje wyszarzenie napięcia strony wtórnej, które jest wyliczane przez program na podstawie napięcia strony pierwotnej i przekładni. Napięcie strony wtórnej równe jest ilorazowi napięcia pierwotnego i przekładni. zaznaczenie Przekładnia powoduje wyszarzenie pola przekładni. Podział ustala się definiując napięcie strony pierwotnej i wtórnej. Przekładnia jest wyliczana jako stosunek napięcia strony pierwotnej i wtórnej. Po włączeniu opcji przekładników napięciowych wyszarzane jest pole Napięcie Un; nowym napięciem nominalnym staje się wartość napięcia po stronie pierwotnej przekładnika. Przekładniki prądowe umożliwiają zdefiniowanie przekładni prądowej. Zakres pomiarowy wybranych cęgów można rozszerzyć stosując zewnętrze przekładniki prądowe. Zastosowano ten sam sposób określania przekładni jak w przypadku przekładników napięciowych. Wybiera się jeden z trzech parametrów, który będzie wyliczany automatycznie na podstawie dwóch pozostałych. Wynikowy zakres pomiarowy (maksymalny prąd strony pierwotnej, który nie przekracza zakresu nominalnego użytych cęgów) jest wyświetlany pod listą wyboru cęgów. Pomiary dodatkowe dodatkowe pola opcji umożliwiają określenie, czy ma być mierzony prąd w przewodzie neutralnym (za pomocą czwartej pary cęgów, o ile typ sieci jest odpowiedni) lub czy ma być wyliczany oraz napięcie N-PE (dla sieci, które posiadają osobny przewód N i PE). Należy pamiętać, że analizator nie będzie mierzył tych parametrów, jeśli nie zostaną w tym miejscu zaznaczone. Okres uśredniania pomiarów pole to pozwala na określenie podstawowego okresu uśredniania pomiarów. Dostępne czasy to: pół okresu (tryb specjalny, zapis tylko wartości chwilowych napięcia i prądu), 200ms, 1s, 3s, 5s, 10s, 15s, 30s, 1min, 3min, 5min, 10min, 15min, 30min, 60min, 120min, Wyzwalanie rejestracji pozwala na wybranie trybu uruchomienia rejestracji: pomiar natychmiastowy przez naciśnięcie przycisku START/STOP lub uruchomienie rejestracji z poziomu aplikacji, pomiar wg harmonogramu po uruchomieniu rejestracji (przyciskiem bądź przez aplikację PC) miernik porównuje aktualny czas z przedziałami ustawionymi w harmonogramie i zgodnie z nimi uruchamia i zatrzymuje rejestrację, pomiar po przekroczeniu limitu dowolnego aktywnego zdarzenia po uruchomieniu rejestracji miernik analizuje sieć i czeka na przekroczenie jakiegokolwiek parametru, który wyzwala rejestrację i dopiero wtedy rozpoczyna zapis danych na karcie pamięci. Uwaga Jeśli użytkownik włączył na zakładce Norma opcję rejestracji zgodnej z normą, powoduje to ustawienie czasu uśredniania na 10 minut i zablokowanie listy wyboru okresu uśredniania. Aby zmienić te ustawienia należy najpierw wyłączyć opcję rejestracji zgodnej z normą na wspomnianej zakładce. Pozostałe elementy ekranu ustawień głównych to (Rys. 17): 21

22 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rejestracja według harmonogramu można określić 4 przedziały czasu. Po zaznaczeniu danego okresu przez kliknięcie zielonej strzałki należy wpisać datę oraz godzinę startu i opcjonalnie końca rejestracji. Jeżeli użytkownik ustawi początek rejestracji a nie ustawi końca, rejestrator będzie działał aż do ręcznego zatrzymania rejestracji lub do zapełnienia pamięci. Przedziały czasu muszą być rozłączne - program nie pozwala na skonfigurowanie nakładających się przedziałów. Kolejne czasy muszą być ustawione chronologicznie. Nazwa punktu pomiarowego użytkownik może przypisać do punktu pomiarowego własną nazwę; może ona mieć maksymalnie 32 znaki, Histereza detekcji zdarzeń określa ona wielkość histerezy wykorzystywanej przy wyznaczaniu progów detekcji zdarzeń. Można ją ustawiać w zakresie 0,0 10,0% z krokiem 0,5%. Typową wielkością histerezy jest 2%. Więcej o tym zagadnieniu w części dotyczącej detekcji zdarzeń, rozdziały 6.11 i Zakładka <Dodatkowe> (tylko PQM-702) Na Rys. 18 pokazano ekran po wybraniu zakładki Dodatkowe na karcie ustawień głównych punktu pomiarowego. Umieszczono tu suwaki definiujące czas rejestracji oscylogramów i wartości RMS 1/2 towarzyszącym zdarzeniom od napięcia i prądu. Dla oscylogramów można wybrać: czas rejestracji od 100ms do 1s, z krokiem 20ms, czas poprzedzający wyzwolenie (ang. pretrigger) od 20ms do 0,96s, z krokiem 20ms. Dla wartości RMS 1/2 można wybrać: czas rejestracji od 1s do 5s, z krokiem 0,1s, czas poprzedzający wyzwolenie od 0,1s do 4,9s, z krokiem 0,1s. Rys. 18. Ustawienia dodatkowe punktu pomiarowego. 22

23 2 Konfiguracja analizatora Oscylogramy i przebiegi RMS 1/2 są zapisywane zarówno na początku jak i na końcu zdarzenia. Czas poprzedzający wyzwolenie określa jaką część całego zapisanego przebiegu będzie stanowił fragment poprzedzający moment wyzwolenia (początku lub końca). Czas ten nie może być większy niż czas rejestracji. Ustawienia tej zakładki są nierozerwalnie powiązane z następującymi opcjami konfiguracji: Rejestruj oscylogramy i wartości RMS półokresowe na zakładce Podstawowe karty Napięcia; opcja ta powoduje włączenie rejestracji oscylogramów i RMS1/2 na początku i końcu zdarzeń przepięcia, zapadu i zaniku napięcia oraz przekroczeń napięcia N-PE i składowej stałej, Rejestruj oscylogramy i wartości RMS półokresowe na zakładce Podstawowe karty Prądy; opcja ta powoduje włączenie rejestracji oscylogramów i RMS1/2 na początku i końcu zdarzeń przekroczenia wartości minimalne i maksymalnej prądu. Dla uproszczenia czasy rejestracji i wyprzedzenia podano na tej zakładce w sekundach lub milisekundach, jednak w rzeczywistości analizator zapisuje przebiegi z dokładnością do pojedynczego okresu sieci. Dla przykładu, ustawienie czasu rejestracji oscylogramu na 560ms i czas wyprzedzenia ustawiony na 380ms skutkuje rejestracją całkowitą 28 okresów sieci i wyprzedzeniem równym 19 okresom (dotyczy sieci 50Hz). Ma to znaczenie jeśli częstotliwość sieci znacznie odbiega od nominalnych 50Hz. W przypadku sieci 60Hz jest podobnie, z tym zastrzeżeniem, że liczba okresów jest zaokrąglana w dół po podzieleniu ustawionego czasu przez nominalny czas okresu 16,67ms Konfiguracja analizatora na pomiar wg normy EN Po wybraniu z drzewka pozycji Norma użytkownik ma możliwość szybkiego wyboru z listy typu konfiguracji europejskiej normy EN Norma ta określa parametry i kryteria jakościowe, które powinny zostać spełnione w sieciach dystrybucyjnych niskiego, średniego i wysokiego napięcia. Konfiguracje widoczne na liście są zdefiniowane w ustawieniach programu w lokalizacji: Opcje Konfiguracja programu Konfiguracja analizatora Ustawienia domyślne normy. Po wyborze z listy konkretnej konfiguracji analizator zaznacza w drzewku punktu pomiarowego parametry konieczne do wykonania pomiarów wg EN i wygenerowania raportu pomiarowego i blokuje je, aby użytkownik nie mógł ich wyłączyć. Dla przykładu, jeśli czas uśredniania był wcześniej ustawiony na 3s, to po zaznaczeniu opcji Rejestruj zgodnie z normą i wybraniu z listy konkretnej konfiguracji normy, czas uśredniania na ekranie ustawień głównych punktu pomiarowego zmienia się na 10-minut i wyszarza się, uniemożliwiając zmianę na inny. Również zaznaczany jest pomiar wartości średniej napięcia, THD napięcia, harmonicznych napięcia itp. W odróżnieniu od poprzedniej wersji programu, użytkownik ma teraz możliwość rejestracji dowolnych innych parametrów, oprócz tych wymaganych do pomiaru wg EN 50160, również rejestracji zdarzeń. Wszystkie te dodatkowe parametry, które nie są wyszarzone w konfiguracji, można niezależnie włączać i wyłączać. Na podstawie zarejestrowanych w ten sposób danych można będzie wygenerować raport na zgodność z normą EN oraz raport pomiarowy na podstawie parametrów włączonych niezależnie przez użytkownika. 23

24 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 19. Zakładka Norma konfiguracji punktu pomiarowego. Podstawowy czas pomiaru sieci wg normy EN wynosi jeden tydzień. Sprawdzana jest wartość skuteczna napięcia, częstotliwość, współczynnik zniekształceń harmonicznych, poziomy poszczególnych harmonicznych w napięciu, asymetria (w sieciach trójfazowych), wskaźnik migotania światła (ang. flicker). Ponieważ badanie sieci w okresie tygodnia czasu oznacza zebranie bardzo dużej ilości danych, zdecydowano o użyciu algorytmów uśredniających. Wszystkie parametry podlegające ocenie, oprócz częstotliwości i wskaźnika długookresowego migotania światła, są uśredniane w czasie 10 minut. Zatem w ciągu tygodnia, dla każdego z tych parametrów użytkownik otrzymuje 1008 wartości. Właśnie te wartości są następnie poddawane ocenie poprzez porównanie z ustalonymi w normie kryteriami. Jeśli wszystkie parametry mieszczą się w ustalonych progach, można stwierdzić, że sieć dystrybucyjna spełnia wymogi jakościowe normy EN Tab. 2 zawiera aktualne kryteria pomiarów wg EN w sieciach o napięciu do 35kV. Te ustawienia przyjmowane są po wybraniu domyślnych ustawień EN oraz Rozporządzenie: niskie napięcia i Rozporządzenie: średnie napięcia. Tab. 3 z kolei zawiera kryteria podane w Rozporządzeniu Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego, dla grup przyłączeniowych I i II. Te kryteria obowiązują po wczytaniu domyślnych ustawień Rozporządzenie: wysokie napięcia. 24

25 2 Konfiguracja analizatora Tab. 2. Kryteria jakości energii wg normy EN dla sieci o napięciu do 35kV. Parametr Podstawowy czas pomiaru Kryterium Wolne zmiany napięcia 10 minut dla 95% pomiarów odchyłka od wartości nominalnej napięcia (wartość skuteczna napięcia) powinna mieścić się w przedziale ±10% U nom dla 100% pomiarów: 15%...+10% U nom (kryterium 100% obowiązuje tylko dla sieci nn) Częstotliwość 10 sekund dla 99,5% pomiarów odchyłka powinna mieścić się w przedziale ±1% f nom (dla 50Hz odpowiada to 49,5 50,5Hz) dla 100% pomiarów: 6%...+4% f nom (47 52Hz) Szybkie zmiany napięcia 2 godziny dla 95% pomiarów wskaźnik długookresowego migotania (migotanie światła - flicker) światła P lt 1 Asymetria napięcia 10 minut dla 95% pomiarów współczynnik asymetrii składowej przeciwnej powinien być 2% Współczynnik zniekształceń 10 minut dla 95% pomiarów THD-F powinno być 8% harmonicznych (THD-F) Harmoniczne napięcia 10 minut Dla 95% pomiarów poziom każdej z harmonicznych napięcia odniesionej do składowej podstawowej powinien być mniejszy niż: Harmoniczne nieparzystego rzędu Harmoniczne parzystego rzędu Rząd Poziom Poziom Rząd względny względny 3 5,0 % 2 2,0 % 5 6,0 % 4 1,0 % 7 5,0 % ,5 % 9 1,5 % 11 3,5 % 13 3,0 % 15 0,5 % 17 2,0 % 19 1,5 % 21 0,5 % 23 1,5 % 25 1,5 % 25

26 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Tab. 3. Kryteria jakości dla sieci o napięciu nominalnym większym lub równym 110kV (na podstawie Rozporządzenia Ministra Gospodarki z 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego). Parametr Wolne zmiany napięcia (wartość skuteczna napięcia) Podstawowy czas pomiaru Kryterium 10 minut Sieci o napięciu nominalnym 110kV: dla 95% pomiarów odchyłka od wartości nominalnej napięcia powinna mieścić się w przedziale ±10% U nom Sieci o napięciu nominalnym 220kV: dla 95% pomiarów odchyłka od wartości nominalnej napięcia powinna mieścić się w przedziale -10%...+5% U nom Częstotliwość 10 sekund dla 99,5% pomiarów odchyłka powinna mieścić się w przedziale ±1% f nom (dla 50Hz odpowiada to 49,5 50,5Hz) dla 100% pomiarów: 6%...+4% f nom (47 52Hz) Szybkie zmiany napięcia 2 godziny dla 95% pomiarów wskaźnik długookresowego migotania (migotanie światła - flicker) światła P lt 0,8 Asymetria napięcia 10 minut dla 95% pomiarów współczynnik asymetrii składowej przeciwnej powinien być 1% Współczynnik zniekształceń 10 minut dla 95% pomiarów THD-F powinno być 3 % harmonicznych (THD-F) Harmoniczne napięcia 10 minut Dla 95% pomiarów poziom każdej z harmonicznych napięcia odniesionej do składowej podstawowej powinien być mniejszy niż: Harmoniczne nieparzystego rzędu Harmoniczne parzystego rzędu Rząd Poziom Poziom Rząd względny względny 3 2,0 % 2 1,5 % 5 2,0 % 4 1,0 % 7 2,0 % >4 0,5 % 9 1,0 % 11 1,5 % 13 1,5 % 15 0,5 % 17 1,0 % 19 1,0 % 21 0,5 % 23 0,7 % 25 0,7 % >25 0,2+0,5 25/h % Przykład Napięcie nominalne 230V, częstotliwość 50Hz, czas pomiaru 1 tydzień. Spośród 1008 wartości średniej napięcia skutecznego, 95% czyli 958, musi mieścić się w zakresie 207V 253V. Natomiast wszystkie pomiary wartości skutecznej napięcia muszą mieścić się w zakresie 195,5V 253V. 10-sekundowych pomiarów częstotliwości w ciągu tygodnia mamy ,5% z nich, czyli 60178, musi mieścić się w przedziale 49,5 50,5Hz. Wszystkie pomiary częstotliwości muszą mieścić się w przedziale 47 52Hz. 26

27 2 Konfiguracja analizatora Procedura konfiguracji analizatora na pomiar zgodny z normą jest następująca. Na głównym ekranie konfiguracyjnym punktu pomiarowego należy ustawić właściwy typ sieci, napięcie nominalne, częstotliwość, typ cęgów, ewentualnie wybrać odpowiednie przekładniki. Następnie należy przejść do karty Norma i włączyć opcję Rejestruj zgodnie z normą. Powoduje to odblokowanie listy wyboru typu wersji normy. Następnie należy z listy wybrać odpowiednią pozycję. Po skonfigurowaniu można wyzwolić rejestrację bądź z poziomu aplikacji, bądź przyciskiem START/STOP. Użytkownik ma możliwość edycji ustawień normy domyślnych zdefiniowanych w preferencjach programu. Może to okazać się przydatne w sytuacji, gdy kryteria zawarte w normie EN ulegną zmianie. Użytkownik w ten sposób będzie mógł sam skorygować ustawienia bez konieczności aktualizacji oprogramowania Sonel Analiza. Chociaż norma PN-EN nie przewiduje pomiarów prądów ani badania parametrów sieci z nim związanych, ze względu na częstą konieczność badania 15-minutowych wartości średnich mocy oraz tgϕ (wynika to z zapisów wspomnianego wcześniej Rozporządzenia Ministra Gospodarki), analizator umożliwia jednoczesny pomiar sieci na zgodność z PN-EN oraz średnich 15-minutowych wartości mocy czynnej, biernej, pozornej oraz tgϕ. Aby włączyć rejestrację tych parametrów należy wybrać z listy pozycję, której towarzyszy polska flaga. Profile dedykowane polskim realiom: Rozporządzenie: niskie napięcia, Rozporządzenie: średnie napięcia i Rozporządzenie: wysokie napięcia mają domyślnie włączoną rejestrację parametrów średnich 15- minutowych: tangensa ϕ oraz mocy czynnej, biernej i pozornej. Wymagane jest przy tym, aby użytkownik samodzielnie w konfiguracji punktu pomiarowego włączył pomiar prądów (wybrał właściwy typ cęgów i ewentualnie ustawił przekładniki) Konfiguracja analizatora wg ustawień użytkownika Jeżeli użytkownik nie wybrał rejestracji na zgodność z normą, może całkowicie dowolnie kontrolować sposób rejestracji wszystkich możliwych parametrów. Całość ustawień zawarta jest na karcie głównej punktu pomiarowego (zakładki Podstawowe i Dodatkowe) oraz pięciu pozostałych kartach (i ich zakładkach): Napięcie, Prąd, Moc i energia, Harmoniczne oraz Interharmoniczne. Przełączenie w tryb użytkownika następuje po wygaszeniu opcji na karcie Norma: Rejestruj zgodnie z normą. W większości przypadków ustawienia dotyczące wybranego parametru można podzielić na część dotyczącą cyklicznej rejestracji wartości parametru zgodnie z wybranym czasem uśredniania oraz części dotyczącej wykrywania zdarzeń. Można wybrać zapis wartości średniej, minimalnej, maksymalnej oraz chwilowej parametru. Dla napięć i prądów można ustalić czas dodatkowego uśredniania, używanego przy wykrywaniu wartości minimalnej i maksymalnej. Aby wyjaśnić te zagadnienia posłużmy się przykładem. 27

28 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Przykład Globalny czas uśredniania ustawiono na 1 minutę, okres wyznaczania min./maks. dla napięcia ustalono na 5 sekund. Zaznaczono rejestrację wszystkich czterech wartości, tzn. średniej, minimalnej, maksymalnej i chwilowej. Pytanie: W jaki sposób są wyznaczane te wartości i co jest zapisywane na kartę pamięci? 1. Wartość średnia wyznaczana jest jako średnia RMS z pomiarów 10/12 okresowych (ok. 200ms). Takich pomiarów będzie ok. 300 w ciągu 1 minuty. Wartość średnia napięcia wyliczana jest jako pierwiastek kwadratowy ze średniej arytmetycznej wielkości wejściowych podniesionych do kwadratu: U śr = gdzie: U śr średnia wartość skuteczna napięcia 1-minutowa, k liczba zebranych wartości 10/12-okresowych, U i wartość skuteczna napięcia 10/12-okresowa. 2. Uśrednianie min./maks. równe 5 sekund oznacza, że najpierw uśrednianych jest 25 kolejnych wartości U i (tą samą metodą jak wyżej). Spośród wszystkich 5-sekundowych wartości średnich zebranych w czasie 1 minuty wybierane są wartości minimalne i maksymalne. Obie te wartości zostaną zapisane. 3. Wartość chwilowa jest ostatnią wartością 10/12-okresową napięcia zmierzoną podczas 1-minutowego okresu uśredniania. Ta wartość również zostanie zapisana na karcie. k i=1 k U 2 i Dla większości parametrów można włączyć wykrywanie zdarzeń. Jako zdarzenie rozumiemy sytuację, gdy zmierzona wartość parametru przekracza ustalony przez użytkownika próg lub progi. W zależności od parametru próg może być tylko jeden (np. dla współczynnika asymetrii składowej przeciwnej - przekroczenie wartości maksymalnej), dwa (np. dla częstotliwości - przekroczenie limitu górnego i dolnego), a w przypadku napięcia trzy (przekroczenie progu przepięcia, zapadu i przerwy). Informacja o zdarzeniu jest zapisywana przez analizator na karcie pamięci w momencie jego zakończenia. Zapisywane są wtedy następujące informacje: czas rozpoczęcia zdarzenia, czas zakończenia zdarzenia, wartość progu, wartość graniczna parametru podczas trwania zdarzenia, wartość średnia parametru podczas trwania zdarzenia. W przypadku, gdy rejestracja została przerwana w momencie trwania jakiegoś zdarzenia, informacja o nim jest również zapisywana, jednak wtedy zapisywane są jedynie: czas rozpoczęcia zdarzenia, wartość progu, Wartość graniczna parametru zarejestrowana do momentu zatrzymania rejestracji. Dla dwóch parametrów: wartości skutecznej napięcia i prądu, można włączyć rejestrację oscylogramów i wartości skutecznych półokresowych (RMS 1/2), w momencie rozpoczęcia i zakoń- 28

29 2 Konfiguracja analizatora czenia zdarzenia. Czas rejestracji oscylogramów i RMS 1/2 jest ustawiany na zakładce Dodatkowe, karty ustawień głównych punktu pomiarowego (patrz pkt ) Napięcie Kartę Napięcie podzielono na dwie zakładki: Podstawowe i Dodatkowe Zakładka <Podstawowe> Na Rys. 20 pokazano podstawowe ustawienia rejestracji napięć. W zależności od typu sieci ustawienia odnoszą się do napięć fazowych (układy: jednofazowy, dwufazowy, trójfazowy czteroprzewodowy) lub do napięć międzyfazowych (trójfazowe trzyprzewodowe). Standardowo można tutaj zaznaczyć rejestrację wartości średniej (Średnia), minimalnej (Minimum), maksymalnej (Maksimum) oraz chwilowej (Chwilowa) napięcia skutecznego. Opcja Wszystkie wybiera wszystkie cztery, lub je wszystkie usuwa. Pomiar wartości minimalnej i maksymalnej przeprowadzany jest z czasem uśredniania wskazanym dodatkowo przez użytkownika (opcja Okres wyznaczania min./maks.). Dostępne czasy uśredniania: ½ okresu, okres, 200ms, 1s, 3 lub 5s. Uwaga Czasy uśredniania 200ms, 1, 3 i 5 sekund są w rzeczywistości wyrażone w wielokrotnościach okresu podstawowego sieci: 200ms 10/12 okresów (50/60Hz) 1 sekunda 50/60 okresów 3 sekundy 150/180 okresów 5 sekund 250/300 okresów Dla układów z napięciami fazowymi (dwufazowy i trójfazowy z przewodem neutralnym N) pojawia się dodatkowa opcja umożliwiająca włączenie rejestracji wartości skutecznej napięć międzyfazowych. W tym przypadku rejestrowana jest jedynie wartość średnia. Opcja Rejestruj oscylogramy po każdym okresie uśredniania powoduje zapis przebiegu trzech okresów napięcia po minięciu każdego kolejnego okresu uśredniania (np. co 10 minut). Po prawej stronie znajduje się blok dotyczący zdarzeń. Po włączeniu opcji Rejestruj zdarzenia uaktywniają się pola do wpisania wartości progowych napięcia. Można je wpisywać albo w procentach albo w jednostkach mianowanych. Zakresy ustawiania są następujące: Przepięcia: 0,00 +20,00% z rozdzielczością 0,01% lub w woltach w tym samym zakresie, Zapady: 0,00-99,90% z rozdzielczością 0,01% lub w woltach, Przerwy: 0, ,00% z rozdzielczością 0,01% lub w woltach do 0,00V (poziom zapadu nie może być niższy niż poziom przerwy). Dla sieci z przewodem neutralnym możliwe jest dodatkowo ustawienie progu maksymalnego napięcia N-PE opcja Przekroczenie napięcia N-PE. Przekroczenie tego progu wyrażonego w woltach będzie wyzwalało zdarzenie. Wpisanie wartości w polu Przekroczenie napięcia DC powoduje wyzwolenie zdarzenia po wykryciu w napięciu składowej stałej większej niż wpisany próg w woltach. Przełączenie między wartościami procentowymi progów a wartościami bezwzględnymi napięcia powoduje automatyczne przeliczenie na wybraną jednostkę. 29

30 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 10. Podstawowe ustawienia dla pomiarów napięć. Uwaga Jeżeli użytkownik po ustawieniu wartości progów zdarzeń zmieni nominalne napięcie sieci, progi wyrażone w procentach pozostają na tych samych poziomach. Po zaznaczeniu opcji Rejestruj oscylogramy i wartości RMS półokresowe analizator będzie zapisywał zdefiniowaną liczbę okresów przebiegów napięć i prądów i wartości RMS 1/2 w momencie początku i końca zdarzenia. Czas rejestracji ustawia się na zakładce Dodatkowe karty ustawień głównych punktu pomiarowego, patrz pkt Zakładka <Dodatkowe> Na tej zakładce (patrz Rys. 21) określa się parametry rejestracji dla częstotliwości sieciowej, współczynnika szczytu napięcia, wskaźników migotania światła oraz asymetrii napięć. Podobnie jak dla innych parametrów można wybrać zapis wartości średnich, minimalnych, maksymalnych oraz chwilowych (nie dotyczy wskaźników migotania światła). W przypadku asymetrii zapisywane parametry zawierają: trzy składowe symetryczne w woltach (zerowa, zgodna i przeciwna) oraz dwa współczynniki asymetrii w procentach: zerowy i zgodny współczynnik asymetrii. Dodatkowo można włączyć rejestrację zdarzeń. Zakresy ustawień są następujące: częstotliwość: 40 70Hz z rozdzielczością 0,01Hz lub 0,01%, przy czym wartość minimalna nie może być wyższa niż ustawiona częstotliwość nominalna sieci, a maksymalna nie może być od niej niższa, współczynnik szczytu: 1,00 10,00, rozdzielczość 0,01, 30

31 2 Konfiguracja analizatora współczynnik asymetrii składowej przeciwnej: 0,00 20,00% co 0,01%, wskaźniki migotania światła (krótkookresowy i długookresowy): 0,00 20,00 z krokiem 0,01. Rys. 21. Dodatkowe ustawienia dla pomiarów napięć Prąd Ekran ustawień rejestracji prądu pokazano na Rys. 22. Uwaga Zakładka ta jest niedostępna, jeśli w konfiguracji głównej punktu pomiarowego wyłączono pomiar prądu poprzez wybranie z listy Typ cęgów pozycji Brak. Zgrupowano tu następujące elementy: opcje rejestracji wartości skutecznej prądu, listę wyboru okresu uśredniania do wyznaczania minimum i maksimum (podobnie jak dla napięć czasy te można wybrać z przedziału: ½ okresu, okres, 1, 3, 5 sekund), opcję rejestracji współczynnika szczytu prądu, opcję rejestracji współczynników asymetrii i składowych symetrycznych prądu (podobnie jak w przypadku asymetrii napięcia). 31

32 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Dla każdego z parametrów można włączyć rejestrację zdarzeń od odpowiednich parametrów: dla wartości skutecznej prądu można ustawić dwa progi dla przekroczenia wartości maksymalnej (w górę) oraz minimalnej (w dół). Zakres ustawień to od 0,00A do znamionowego zakresu pomiaru prądu (cęgi oraz ewentualne przekładniki prądowe). Wartość minimalna nie może być większa niż wartość maksymalna. Dla sieci z przewodem neutralnym można ustawić inne progi dla kanałów fazowych i kanału neutralnego (jeśli włączono pomiar prądu w przewodzie N). współczynnik szczytu prądu: dwa progi dla przekroczeń w górę i w dół, zakres regulacji 1,00 10,00 co 0,01, współczynnik asymetrii składowej przeciwnej: jeden próg dla przekroczenia wartości maksymalnej, zakres 0,00 20,00% co 0,01%. Rys. 22. Ustawienia dla pomiarów prądu. 32

33 2 Konfiguracja analizatora Moc i energia Część konfiguracji odpowiedzialną za ustawienia mocy i energii podzielono na trzy zakładki: Moce, Dodatkowe oraz Energie. Uwaga Zakładki te są niedostępne, jeżeli w konfiguracji głównej punktu pomiarowego wyłączono pomiar prądu poprzez wybranie z listy Typ cęgów pozycji Brak Zakładka <Moce> Na Rys. 23 pokazano zakładkę Moce. Podobnie jak w przypadku napięć i prądów tak i tutaj można wybrać rejestrację wartości średnich, minimalnych, maksymalnych i chwilowych parametrów. Użytkownik może włączyć rejestrację: mocy czynnej, mocy biernej, mocy pozornej, mocy odkształcenia/pozornej mocy odkształcenia. Rys. 23. Moc i energia: zakładka Moce. 33

34 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Dla każdej z tych mocy można włączyć rejestrację zdarzeń. Dla każdej z mocy można ustawić dwa progi: minimalny i maksymalny, których przekroczenie zostanie wychwycone przez analizator. Zakres nastaw to 0,00 W 999,9 MW (dla mocy czynnej), 0,00 var 999,9 Mvar (dla mocy biernej), 0,00 VA 999,9 MVA (dla mocy pozornej), 0,00 var/va 999,9 Mvar/MVA (dla mocy odkształcenia/pozornej mocy odkształcenia). Na dole ekranu wskazuje się metodę obliczania mocy biernej. Do wyboru użytkownik ma dwie: wg zaleceń standardu IEEE , wg teorii mocy Budeanu (metoda nie zalecana). Opcję taką dodano, ze względu na wątpliwości dotyczące pomiaru mocy tradycyjnie wybieraną metodą Budeanu. Standard IEEE proponuje nieco inne sposoby obliczania tej mocy, które dają poprawne wyniki także w sieciach niesymetrycznych o odkształconych przebiegach napięcia i prądu. Więcej o tym zagadnieniu w rozdziale 6.7. Po wybraniu opcji Budeanu, zarówno moc bierna Q i moc odkształcenia są obliczane przez analizator na podstawie teorii Budeanu. Po wybraniu opcji IEEE-1459, jako moc bierna jest podawana moc bierna składowej podstawowej Q 1, a zamiast mocy odkształcenia wyliczana jest pozorna moc odkształcenia S N, której jednostką jest VA Zakładka <Dodatkowe> Na zakładce Dodatkowe (Rys. 24) zgrupowano parametry związane z pomiarem mocy: Rys. 24. Moc i energia: zakładka Dodatkowe. 34

35 2 Konfiguracja analizatora Współczynnik mocy PF: zakres ustawiania progu zdarzenia 0,00 1,00 co 0,01, Współczynnik przesunięcia fazowego cosφ: zakres ustawiania progu zdarzenia 0,00 1,00 co 0,01, tgφ, czyli współczynnik mocy biernej do mocy czynnej: zakres ustawiania progu zdarzenia 0,00 10,0 co 0, Zakładka <Energie> Widok zakładki Energie przedstawia Rys. 25. Oprócz możliwości włączenia rejestracji wartości energii co ustawiony okres uśredniania można również zdefiniować wykrywanie zdarzeń po przekroczeniu przez daną energię wskazanego progu. Zakresy ustawień są następujące: Energia czynna E P: 0,00 Wh 9,90 TWh z rozdzielczością 0,01Wh, Energia bierna E Q: 0,00 varh 9,90 Tvarh z rozdzielczością 0,01varh, Energia pozorna E S: 0,00 VAh 9,90 TVAh z rozdzielczością 0,01VAh. Dla energii czynnej i biernej analizator mierzy oddzielnie dwie wielkości: energie oddane i pobrane. Wskazany próg odnosi się do obu tych wartości (tzn. analizator bada próg przekroczenia zarówno dla energii oddanej jak i pobranej). Rys. 25. Moc i energia: zakładka Energie. 35

36 Instrukcja obsługi Sonel Analiza Harmoniczne Na karcie Harmoniczne użytkownik może konfigurować sposób rejestracji i detekcji zdarzeń harmonicznych napięcia i prądu oraz innych parametrów bezpośrednio z nimi związanych. Podzielono ją na trzy zakładki: Napięcia, Prądy i Dodatkowe Zakładka <Napięcia> Ekran tej zakładki pokazano na Rys. 26. Można tu wybrać rejestrację wartości minimalnych, średnich, maksymalnych i chwilowych dla współczynnika THD (współczynnik zawartości harmonicznych) w napięciu oraz amplitud harmonicznych napięcia. Możliwe jest również uaktywnienie rejestracji zdarzeń dla THD i amplitud harmonicznych: dla THD w napięciu zdarzenie będzie rejestrowane po przekroczeniu przez współczynnik THD wartości progowej ustawionej przez użytkownika. Zakres ustawiania progu zdarzenia to 0,00 100,00% co 0,01%. Progi detekcji dla zdarzeń od harmonicznych napięcia można ustawiać niezależnie dla każdej z 49-ciu harmonicznych (od rzędu 2-go do 50-go). Można wybrać jednostkę: w woltach lub w procentach. Zakres regulacji progów zdarzeń: w woltach 0,00 U nom z krokiem 0,01V, w procentach 0,00 100,00% z krokiem 0,01%. Ustawienie progu na wartość zero powoduje wyłączenie detekcji zdarzenia od tej harmonicznej. Ustawienia limitów poszczególnych harmonicznych można dokonać na dwa sposoby: wypełniając tabelę pod wykresem lub bezpośrednio na wykresie. Wypełniając tabelę, po zatwierdzeniu wartości, na wykresie powyżej następuje jej wizualizacja. Aby zmienić limit na wykresie należy kliknąć dwukrotnie na wybranej harmonicznej a następnie przytrzymując lewy klawisz myszki ustawić żądany poziom. Po kliknięciu harmonicznej w tabeli można użyć następujących klawiszy: SPACJA wejście w edycję zaznaczonej harmonicznej (można również od razu zacząć wpisywać próg), ENTER zatwierdzenie wartości, TAB zatwierdzenie wartości i przejście do następnej harmonicznej, Strzałki GÓRA i DÓŁ zmieniają wartość limitu, Strzałki LEWO i PRAWO przejście do poprzedniej lub następnej harmonicznej, HOME i END przeskok między pierwszą i ostatnią harmoniczną. Uwaga Poziom THD i harmonicznych w procentach odniesiony jest do składowej podstawowej. Użytkownik ma również możliwość określenia z ilu harmonicznych będzie wyliczany współczynnik THD: z 40-tu lub 50-ciu harmonicznych. Ustawienie to jest automatycznie przenoszone do drugiej zakładki Prądy (i odwrotnie). Uwaga PQM-700 mierzy tylko do 40-tej harmonicznej. 36

37 2 Konfiguracja analizatora Rys. 26. Ustawienia harmonicznych napięcia Zakładka <Prądy> Ekran tej zakładki pokazano na Rys. 27. Dostępne opcje są identyczne z tymi na zakładce Napięcia: rejestracja współczynnika THD (z opcją detekcji zdarzenia) i harmonicznych w prądzie (wraz z ustawianiem progów zdarzeń od poszczególnych harmonicznych). Zakres ustawiania progów detekcji zdarzeń są następujące: dla THD: 0,00 200,00% co 0,01%, dla harmonicznych: w amperach 0,00 I nom z krokiem 0,01A, w procentach 0,00 200,00% z krokiem 0,01%. Ustawienie progu na wartość zero powoduje wyłączenie detekcji zdarzenia od tej harmonicznej. 37

38 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 27. Ustawienia harmonicznych prądu Zakładka <Dodatkowe> Zakładka Dodatkowe (Rys. 28) obejmuje następujące parametry: współczynnik strat w transformatorze K: można włączyć rejestrację (wartości minimalne, maksymalne, średnie i chwilowe) oraz włączyć detekcję zdarzenia po przekroczeniu wskazanego progu. Próg można ustawiać w zakresie 0,00 50,00 z krokiem 0,01. Kąty między harmonicznymi prądu i napięcia: można włączyć rejestrację zapisywane są kąty harmonicznych 1..50, Moce czynne harmonicznych: rejestracja mocy harmonicznych rzędów (wartości minimalne, maksymalne, średnie i chwilowe), Moce bierne harmonicznych: rejestracja mocy harmonicznych rzędów 1 50 (wartości minimalne, maksymalne, średnie i chwilowe), 38

39 2 Konfiguracja analizatora Rys. 28. Dodatkowe ustawienia harmonicznych Interharmoniczne (tylko PQM-702) Na karcie Interharmoniczne użytkownik może konfigurować sposób rejestracji i detekcji zdarzeń od interharmonicznych napięcia i prądu oraz współczynników zniekształceń interharmonicznych. Podzielono ją na dwie zakładki: Napięcia i Prądy Zakładka <Napięcia> Ekran tej zakładki pokazano na Rys. 26. Można tu wybrać rejestrację wartości minimalnych, średnich, maksymalnych i chwilowych dla współczynnika TID (współczynnik zawartości interharmonicznych) w napięciu oraz amplitud interharmonicznych napięcia. Podobnie jak dla harmonicznych można również uaktywnić rejestrację zdarzeń dla TID i amplitud interharmonicznych: dla TID w napięciu zdarzenie będzie rejestrowane po przekroczeniu przez współczynnik TID wartości progowej ustawionej przez użytkownika. Zakres ustawiania progu zdarzenia to 0,00 100,00% co 0,01%. Progi detekcji dla zdarzeń od interharmonicznych napięcia można ustawiać niezależnie dla każdej z 51 interharmonicznych (od rzędu 0-go do 50-go). Można wybrać jednostkę: w woltach lub w procentach. Zakres regulacji progów zdarzeń: w woltach 0,00 U nom z krokiem 0,01V, w procentach 0,00 100,00% z krokiem 0,01%. Ustawienie progu na wartość zero powoduje wyłączenie detekcji zdarzenia od tej interharmonicznej. Ustawienia limitów poszczególnych interharmonicznych przeprowadza się tak samo jak dla harmonicznych. 39

40 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Uwaga Poziom TID i interharmonicznych w procentach odniesiony jest do składowej podstawowej Zakładka <Prądy> Rys. 29. Ustawienia interharmonicznych napięcia. Ekran tej zakładki pokazano na Rys. 30. Dostępne opcje są identyczne z tymi na zakładce Napięcia: rejestracja współczynnika TID (z opcją detekcji zdarzenia) i interharmonicznych w prądzie (wraz z ustawianiem progów zdarzeń od poszczególnych interharmonicznych). Zakresy ustawiania progów detekcji zdarzeń są następujące: dla TID: 0,00 100,00% co 0,01%, dla harmonicznych: w amperach 0,00 I nom z krokiem 0,01A, w procentach 0,00 100,00% z krokiem 0,01%. Ustawienie progu na wartość zero powoduje wyłączenie detekcji zdarzenia od tej interharmonicznej. 40

41 2 Konfiguracja analizatora Rys. 30. Ustawienia interharmonicznych prądu Profile konfiguracji domyślnych Standardowo po zainstalowaniu aplikacji wczytuje ona domyślną konfigurację analizatora, w której zapisano następujące profile punktów pomiarowych: Napięcia, Napięcia i prądy, Moce, Moce i harmoniczne. Nazwy tych profili są wpisane w nazwach punktu pomiarowego (PP1 Napięcia, PP2 Napięcia i prądy, PP3 Moce, PP4 Moce i harmoniczne). Parametry rejestrowane w danych profilach pokazano w Tab. 4. Uwaga W PQM-700 jest tylko PP1 Napięcia. 41

42 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Tab. 4. Wykaz rejestrowanych parametrów dla profili domyślnych punktów pomiarowych. Napięcia Napięcia i prądy Moce Moce i harmoniczne Napięcia U Napięcia U Napięcia U Napięcia U Współczynniki szczytu U Współczynniki szczytu U Współczynniki szczytu U Współczynniki szczytu U Częstotliwość Częstotliwość Częstotliwość Częstotliwość Składowe sym. i współczynniki asymetrii U Składowe sym. i współczynniki asymetrii U Składowe sym. i współczynniki asymetrii U Składowe sym. i współczynniki asymetrii U Prądy I Prądy I Prądy I Współczynniki szczytu I Współczynniki szczytu I Współczynniki szczytu I Składowe sym. i współczynniki asymetrii I Składowe sym. i współczynniki asymetrii I Składowe sym. i współczynniki asymetrii I Moce czynne P Moce czynne P Moce bierne Q Moce bierne Q Moce pozorne S Moce pozorne S Moce odkształcenia D Moce odkształcenia D Cos φ Cos φ Współczynniki mocy Współczynniki mocy Tg φ Tg φ Współczynniki K * THD U THD I Harmoniczne U Harmoniczne I Flicker P st i P lt * - nie dotyczy PQM-700 Rejestracja dla profili domyślnych odbywa się bez zapisywania oscylogramów po okresie uśredniania. Zapisywane są jedynie wartości średnie parametrów, a detekcja zdarzeń jest wyłączona. Typ sieci jest ustawiony na trójfazowy gwiazda z przewodem neutralnym, a czas uśredniania wynosi 10 sekund. Dla profili wymagających pomiaru prądów wybrane są cęgi giętkie. 2.3 Ustawienia bieżące Po wybraniu z menu głównego Analizator Ustawienia bieżące (lub poprzez przycisk skrótu), ukazuje się okno jak na Rys. 31. Dostępne są następujące karty: Czas i bezpieczeństwo, Faza cęgów, Połączenie bezprzewodowe (tylko PQM-702), Połączenie szeregowe (tylko PQM-701Zr), Ustawienia dodatkowe Karta <Czas i bezpieczeństwo> Użytkownik ma tutaj możliwość ustawienia czasu i parametrów odnoszących się do bezpieczeństwa analizatora. Aktualna data i czas analizatora jest podawana na bieżąco w polu Czas analizatora. Aby ustawić dowolną datę i czas w analizatorze, należy w rozwijanym okienku Czas użytkownika ustawić żądane wartości i nacisnąć przycisk po prawej Ustaw. Można również wysłać do analizatora czas systemowy komputera PC wystarczy nacisnąć przycisk Ustaw obok pola Czas systemowy. Pole Strefa czasowa (niedostępne dla PQM-700) pozwala na określenie przesunięcia czasu między czasem lokalnym a uniwersalnym UTC. Dla Polski należy wybrać UTC+01:00. W miesiącach letnich stosuje się w wielu krajach dodatkowe przesunięcie o godzinę do przodu (w tym w Polsce). Aby uzyskać zgodność wskazań zegara analizatora z czasem lokalnym, należy w momencie przejścia na czas letni zaznaczyć opcję Czas letni (niedostępna dla PQM-700). Zmiana czasu na czas letni następuje o godz. 2:00 w ostatnią niedzielę marca (efektywne przesunięcie czasu w miesiącach letnich w Polsce wynosi +2h względem czasu UTC). Powrót do czasu zimowego następuje o godz. 3:00 ostatniej niedzieli października. 42

43 2 Konfiguracja analizatora W lewej górnej części okna znajduje się ikona i status sygnału GPS (nieaktywne dla PQM-700 i PQM-701x). Jeśli odebrano poprawny czas z satelitów GPS ikona zmienia kolor na zielony a podpis na OK. W przypadku braku sygnału ikona jest szara a podpis BRAK SYGNAŁU. Zaznaczenie opcji Blokada klawiatury powoduje, że analizator natychmiast po uruchomieniu rejestracji blokuje dostęp do klawiatury. W takiej sytuacji użytkownik będzie musiał wprowadzić 3- cyfrowy kod (za pomocą trzech przycisków analizatora), który ten dostęp odblokuje. Kod ten jest niezależny od PIN-u i można go zmienić naciskając przycisk Zmień obok pola Blokada klawiatury. Funkcja blokady klawiatury zabezpiecza przed próbą zatrzymania aktywnej rejestracji przez nieuprawnioną osobę. Opcja Tryb uśpienia powoduje, że po uruchomieniu rejestracji, po 10-ciu sekundach zostaje wygaszony wyświetlacz. W PQM-702 rejestracja sygnalizowana jest pojawieniem się co 10 sekund na ekranie numeru punktu pomiarowego, w PQM-701 miganiem co 10 sekund kropek na wyświetlaczu, w PQM-700 miganiem diody LOGG. Rys. 31. Ustawianie czasu oraz zabezpieczeń podczas rejestracji Karta <Faza cęgów> W przypadku odwrotnego podłączenia cęgów do mierzonego obwodu (poprawna kierunkowość to taka, gdy strzałka na cęgach wskazuje odbiornik) użytkownik ma możliwość programowego odwrócenia kierunku po wybraniu opcji z menu Analizator Ustawienia bieżące i wybraniu karty Faza cęgów. Kliknięcie ikony cęgów w wybranym kanale powoduje odwrócenie fazy o 180, co jest tożsame z fizycznym odwrotnym założeniem cęgów na przewodzie pomiarowym. Zmiana kierunku jest ważna dla wszystkich punktów pomiarowych i następuje natychmiastowo. Efekt odwrócenia można zweryfikować na ekranie wykresu wskazowego, oscylogramów bądź przez zmianę znaku mocy czynnej w danym kanale. Możliwość zmiany fazy cęgów jest zablokowana w trybie rejestracji. 43

44 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 32. Zmiana fazy cęgów Karta <Połączenie bezprzewodowe> (nie dotyczy PQM-700) Na karcie Połączenia bezprzewodowe (Rys. 33) umieszczono następujące elementy: Przycisk Transmisja OR-1 dostępna umożliwia włączenie/wyłączenie interfejsu radiowego do komunikacji z odbiornikiem OR-1. Przycisk Transmisja GSM dostępna (tylko PQM-702) umożliwia włączenie/wyłączenie wbudowanego modemu GSM. Wyłączenie modemu jest zalecane, gdy komunikacja GSM nie będzie wykorzystywana. Uwaga Należy zachować ostrożność przy wyłączaniu interfejsów, gdyż oba interfejsy można wyłączyć będąc połączonym przez dane medium z analizatorem. W takim wypadku wyświetlany jest komunikat z ostrzeżeniem, że dalsza komunikacja nie będzie możliwa, a ponowna aktywacja będzie możliwa łącząc się z analizatorem innym aktywnym medium. 44

45 2 Konfiguracja analizatora Rys. 33. Okno Ustawienia bieżące Połączenie bezprzewodowe. Ostrzeżenia SMS można wpisać tu maksymalnie cztery numery telefonów, na które będą wysyłane ostrzeżenia SMS. Zaleca się, aby numery telefonów rozpoczynać od znaku plus i numeru kierunkowego kraju, dla Polski +48. SMS będą wysyłane w następujących sytuacjach: rozpoczęcie rejestracji, zakończenie rejestracji, wyłączenie analizatora z powodu rozładowania akumulatora, włączenie analizatora przy powrocie napięcia zasilania, wykrycie przemieszczenia analizatora (po uaktywnieniu funkcji antykradzieżowej). zaniku sygnału GPS i wyłączeniu powiadomień SMS dla funkcji antykradzieżowej, przy zaniku sygnału GPS na czas dłuższy niż 5 minut, dostępności sygnału GPS i włączeniu powiadomień SMS dla funkcji antykradzieżowej, po pojawieniu się sygnału GPS, po przerwie dłuższej niż 5 minut.. Przycisk Aktywny obok pola z numerem służy do aktywacji i dezaktywacji danego numeru. Po wpisaniu numerów i wybraniu aktywności należy wysłać dane do analizatora klikając przycisk Wyślij. Komunikaty SMS zawierają w treści czas wystąpienia zdarzenia (wg czasu analizatora skorygowanego do czasu lokalnego) oraz numer seryjny analizatora. Ostrzeżenia SMS do poprawnego działania wymagają aktywnego modemu GSM (wraz z kartą SIM) Karta <Połączenie szeregowe> (tylko PQM-701Zr) Szczegółowy opis karty znajduje się w instrukcji PQM-701Zr Karta <Ustawienia dodatkowe> Karta Ustawienia dodatkowe zawiera dwa elementy: listę wyboru Język (niedostępna dla PQM-700 i PQM-701x), która umożliwia ustawienie języka użytego na ekranie analizatora. Możliwe jest wybranie języka: polskiego, angielskiego, 45

46 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 niemieckiego, rosyjskiego. przycisk Grzałka włączona, którym można włączyć funkcję grzałki podgrzewającej wnętrze analizatora w temperaturach otoczenia poniżej 0 C. Po aktywacji, przy temperaturach otoczenia poniżej zera, analizator reguluje temperaturę wewnątrz włączając grzałkę, aby utrzymać temperaturę wewnątrz nieco powyżej 0 C. Jest to podyktowane przede wszystkim koniecznością zapewnienia wbudowanemu akumulatorowi litowojonowemu temperatury dodatniej, gdyż ładowanie takiego akumulatora w temperaturach poniżej zera Celsjusza jest niedozwolone. 46 Rys. 34. Ustawienia języka analizatora i grzałki. Uwaga: Grzałka powinna być zawsze aktywna. Grzałkę można wyłączyć tylko wtedy, gdy analizator będzie pracował w temperaturze dodatniej oraz gdy niezbędne jest ograniczenie mocy pobieranej przez analizator, np. podczas pomiarów za przekładnikami napięciowymi, z których analizator ma być zasilany. 2.4 Baza analizatorów Wybierając z menu górnego Opcje Baza analizatorów, użytkownik ma możliwość dodania lub edycji posiadanych analizatorów (Rys. 35). Tylko analizatory wpisane przez użytkownika do bazy będą widoczne w oknie wyboru analizatorów podczas wyszukiwania drogą radiową. Numer seryjny wpisany do bazy musi odpowiadać numerowi seryjnemu analizatora, z którym użytkownik chce się połączyć. Analizatory o innych numerach seryjnych są przez program odrzucane i nie pokazywane w oknie wyboru mierników (nie dotyczy połączenia USB). Kolumna Auto PIN informuje, czy przed transmisją program będzie wymagał podania kodu PIN. Jeżeli pole to jest nieaktywne, użytkownik będzie musiał podać PIN. Dodatkowo użytkownik może uaktywnić opcję przypominania o konieczności ponownej kalibracji przyrządu. Producent podaje czas, po którym użytkownik powinien przeprowadzić wzorcowanie przyrządu, aby zachował on deklarowane dokładności pomiarów. Dokładności te pogarszają się ze względu na starzenie elementów. Aby odblokować tę funkcjonalność należy zaznaczyć opcję Świadectwo wzorcowania. Jeżeli jest zaznaczona, to odblokowują się listy Okres ważności oraz Przypomnij przed. Służą one do:

47 2 Konfiguracja analizatora Okres ważności (ustawiany na 6 miesięcy, 12 miesięcy, 18 miesięcy lub 24 miesiące) określenia co jaki czas użytkownik powinien wzorcować przyrząd, Przypomnij przed (ustawiany na tydzień, dwa tygodnie, miesiąc) określenia w jakim czasie przed upłynięciem terminu program ma wyświetlić komunikat z przypomnieniem (podczas uruchamiania). Pozostałe kolumny w tabeli: Data wzorcowania podaje dzień, w którym był wzorcowany analizator, Opis - krótki opis tekstowy dotyczący analizatora, SIM aktywny - wskazuje czy karta SIM jest poprawnie skonfigurowana w analizatorze (nie dotyczy PQM-700 i PQM-701), Adres IP - podaje ostatni znany numer IP analizatora (nie dotyczy PQM-700 i PQM- 701), Rys. 35. Baza analizatorów. Kliknięcie na ikonkę Dodaj umożliwia dodanie analizatora, jak na Rys. 36. Należy wybrać model analizatora, podać jego numer seryjny i ewentualny opis. Zmiana kodu PIN i ustawień GSM możliwa jest tylko po wcześniejszym połączeniu z analizatorem. Ikona Usuń pozwala na usunięcie wybranego analizatora z bazy (po potwierdzeniu przez użytkownika). Ikona Edytuj umożliwia zmianę parametrów analizatora oraz konfigurację GSM. Kliknięcie przycisku Zmień kod PIN pozwala na zmianę PIN-u. Nowy kod należy wpisać dwukrotnie i zaakceptować. 47

48 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 36. Dodawanie analizatora do bazy. 2.5 Obsługa trybu komunikacji przez GSM (tylko PQM-702) Informacje ogólne o połączeniu GSM Wbudowany modem GSM pozwala na bezprzewodową komunikację z analizatorem z niemal dowolnej lokalizacji, gdzie jest dostęp do sieci Internet. Podobnie jak przy połączeniu przez USB oraz OR-1, w tym trybie użytkownik ma pełną kontrolę nad analizatorem, może oglądać dane bieżące, uruchamiać i zatrzymywać rejestrację, odczytywać dane do analizy itd. Aby skorzystać z tego trybu analizator należy wyposażyć w kartę SIM o następujących parametrach usługi: pakietowa transmisja danych (GPRS), statyczny publiczny numer IP, opcję SMS do wysyłania powiadomień alarmowych. Uwaga Zwykła karta SIM wyjęta z telefonu nie może być użyta z analizatorami PQM-702. Usługa pakietowej transmisji danych w PQM-702 wymaga niestandardowej usługi statycznego numeru IP zarezerwowanego tylko dla danej karty SIM. Ten stały numer IP pozwala na zachowanie stałego adresu analizatora w sieci Internet. Ten typ usługi jest zwyczajowo wykorzystywany do transmisji typu machine-to-machine (m2m, urządzenie do urządzenia ), stosowanej m.in. w przemyśle do monitoringu i wymiany danych pomiarowych między urządzeniami. 48

49 2 Konfiguracja analizatora Komunikacja odbywa się w następujący sposób: modem łączy się z siecią GSM, a następnie loguje się do sieci Internet, modem uruchamia usługę serwera połączeń TCP/IP pod przypisanym przez usługodawcę numerem IP. Standardowo używanym przez PQM-702 numerem portu jest Pod tym numerem IP i portem analizator jest widziany w sieci Internet. Komputer, z którego jest wykonywana próba połączenia z analizatorem przez modem GSM musi mieć dostęp do Internetu. Sonel Analiza 2.0 podczas skanowania analizatorów próbuje nawiązać połączenie z analizatorami, które mają w bazie analizatorów skonfigurowany numer IP (dodatkowo w ustawieniach programu trzeba włączyć opcję TCP/IP przez GSM ). Domyślnie sprawdzany jest tylko port 4001 zdalnego hosta. Jeżeli pod danym adresem zostanie znaleziony analizator i dodatkowo jego numer seryjny zgadza się z numerem seryjnym analizatora w bazie analizatorów, to miernik ten zostanie pokazany na liście znalezionych przyrządów. Komunikacja po połączeniu odbywa się poprzez sieć Internet. Po zakończeniu połączenia program zamyka połączenie z analizatorem, który przechodzi do stanu nasłuchu i oczekiwania na połączenie z klientem Konfiguracja modemu Do skonfigurowania karty SIM i modemu w PQM-702 potrzebne są następujące dane dostarczane przez dostawcę usługi transmisji danych: kod PIN karty SIM, kod PUK karty SIM w przypadku zablokowania karty SIM po kilkukrotnym wprowadzeniu błędnego kodu PIN, nr IP przyznany karcie SIM (musi być to numer statyczny i z puli publicznej), nazwę APN (ang. Access point name), nazwę użytkownika i hasło (opcjonalnie, zwykle nie wymagane). Konfigurację analizatora do połączeń GSM należy przeprowadzić następująco: Połączyć się z analizatorem przez kabel USB. Jeżeli analizatora jeszcze nie ma w bazie należy go do niej dopisać. Konieczne jest sprawdzenie, czy modem jest włączony. W tym celu należy z menu programu wybrać opcję Analizator Ustawienia bieżące i przejść do karty Połączenie bezprzewodowe. Sprawdzić czy opcja Transmisja GSM dostępna jest aktywna i włączyć ją, jeżeli tak nie jest. Rozłączyć połączenie USB i wybrać przyciskami ekran <8/9>. Jeżeli modem jest włączony, ale nie została włożona karta SIM, w wierszu GSM powinien być komunikat Brak karty SIM. Włożyć kartę SIM do gniazda na bocznej ściance. Gniazdo jest typu push-push (aby wyjąć, należy wcisnąć kartę delikatnie do oporu i następnie ją wyjąć zostanie wypchnięta na zewnątrz). Analizator rozpozna, że włożono kartę i rozpocznie próbę połączenia z siecią. Jeżeli PIN karty SIM nie był wcześniej konfigurowany analizator wyświetli komunikat Błędny PIN karty SIM. Komunikat ten będzie również wyświetlany na ekranie <8/9>. Oznacza to, że karta SIM odrzuciła PIN, którym analizator próbował się z nią skomunikować. Jest to normalna sytuacja po włożeniu nowej karty do analizatora. Aby skonfigurować brakujące parametry potrzebne do uruchomienia transmisji GSM należy ponownie połączyć się z analizatorem przez USB, wybrać z menu programu Opcje Baza analizatorów. W bazie analizatorów wejść w edycję ustawień analizatora właśnie podłączonego (kliknąć na wierszu z numerem seryjnym analizatora i kliknąć Edytuj). Kliknąć przycisk Zmień ustawienia GSM. 49

50 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 W oknie wpisać kolejno: w pole IPv4 numer IP (powinien być dostarczony przez usługodawcę), nazwę APN, nazwę użytkownika i hasło (jeżeli usługodawca tego wymaga i te dane przekazał). Potwierdzić nowe dane przyciskiem OK. Następnie wyskoczy okno z monitem o wpisanie kodu PIN karty SIM. Należy wpisać kod dostarczony razem z kartą SIM i potwierdzić przyciskiem OK. Jeżeli wprowadzono poprawne dane, analizator użyje ich, aby poprawnie zalogować się w sieci GSM. Status połączenia najlepiej sprawdzić na ekranie <8/9> analizatora (należy rozłączyć sesję USB). Poprawne połączenie jest sygnalizowane statusem GSM: Gotowy, <typ połączenia>. <typ połączenia> jest zależny od lokalizacji i rodzaju usługi transmisji danych na danym obszarze. Poprawna kolejność występowania komunikatów na ekranie <8/9> w przypadku łączenia z siecią GSM jest następująca: o Włączanie o Łączenie z siecią o Łączenie z Internetem o Gotowy, <typ połączenia> Rys. 37. Wprowadzanie ustawień GSM w bazie analizatorów. W przypadku wyjęcia karty SIM z gniazda analizator wyświetli błąd Brak karty SIM. Komunikat ten nie jest powtarzany przy kolejnych uruchomieniach analizatora. Wyjęcie karty SIM podczas pracy analizatora jest dopuszczalne, ale nie jest zalecane, gdyż w takim wypadku modem nie wylogowuje się poprawnie z sieci GSM. 50

51 2 Konfiguracja analizatora Sprawdzenie połączenia GSM Jeżeli na ekranie statusowym <8/9> stan modemu GSM raportowany jest jako Gotowy, <typ połączenia>, oznacza to gotowość do przyjęcia połączenia ze zdalnego komputera przez sieć Internet. Można wykonać testowe połączenie w celu sprawdzenia łączności z aplikacją Sonel Analiza: Należy sprawdzić w ustawieniach programu, czy jest włączone wyszukiwanie analizatorów przez sieć GSM: z menu programu należy wybrać Opcje Konfiguracja programu Ustawienia mediów Aktywne media. Pole TCP/IP przez GSM powinno być zaznaczone. Analizator, z którym mamy się połączyć musi być wpisany do bazy analizatorów (jeżeli wcześniej wykonana została konfiguracja modemu wg pkt będzie to zapewnione). Należy rozłączyć ewentualne połączenie z analizatorem (USB lub OR-1). Wykonać wyszukiwanie analizatora wybierając dowolną metodę (np. przez kliknięcie na Odczyty bieżące). Na liście wyszukiwania powinien pojawić się analizator z adnotacją Połączenie przez GSM. Wybrać ten analizator i kliknąć OK. Po chwili na ekranie powinno się wyświetlić żądane okno (np. okno Odczytów bieżących), a status na pasku statusowym aplikacji powinien zmienić się na Połączony. Również na ekranie analizatora wyświetli się Połączenie z PC (GSM). Tym samym próba nawiązania połączenia zakończyła się sukcesem Możliwe problemy z konfiguracją GSM i wskazówki postępowania Problem: Pasek postępu przy wyszukiwaniu analizatorów bardzo szybko przechodzi do 100% bez znalezienia analizatora. Możliwa przyczyna: Może to świadczyć o wyłączonym wyszukiwaniu analizatorów drogą GSM w ustawieniach aplikacji bądź bazie analizatorów. Rozwiązanie: Należy z menu programu wybrać opcję Analizator Ustawienia bieżące, przejść do karty Połączenie bezprzewodowe i sprawdzić czy opcja Transmisja GSM dostępna jest aktywna i włączyć ją, jeżeli tak nie jest. Należy również sprawdzić czy w bazie analizatorów jest poprawnie skonfigurowany numer IP analizatora. Problem: Mimo poprawnego statusu Gotowy, <typ połączenia> na ekranie analizatora i wyszukaniu analizatorów, nie pojawia się on na liście. Opcja Transmisja GSM dostępna jest włączona a analizator jest poprawnie skonfigurowany w bazie analizatorów (razem z nr IP). Możliwa przyczyna: Blokada portu TCP 4001, który jest wykorzystywany do komunikacji, przez zaporę sieciową komputera lub dostawcy Internetu w lokalnej sieci. Rozwiązanie: Sprawdzić w konfiguracji komputera czy port TCP 4001 nie jest zablokowany. Jeśli tak nie jest, należy się skontaktować z administratorem sieci lokalnej. Problem: Po włożeniu karty SIM do analizatora występuje błąd Niepoprawne IP. Możliwa przyczyna: Numer IP przyznany przez sieć jest inny niż skonfigurowany w analizatorze. Rozwiązanie: Należy sprawdzić, czy w bazie analizatorów wpisano poprawny numer IP wg danych dostawcy. W bazie analizatorów wejść w edycję ustawień analizatora i wybrać Zmień ustawienia GSM. Wpisać poprawny numer IP i zatwierdzić. Rozłączyć się z analizatorem i sprawdzić na ekranie statusowym połączenia GSM, czy analizator poprawnie połączy się z Internetem. Jeżeli nie przyniesie to efektu, należy sprawdzić czy włożona karta SIM jest właściwa. Problem: Analizator zgłasza błąd Błędny PIN karty SIM. Możliwa przyczyna: Kod PIN używany przez analizator do odblokowania karty SIM jest niepoprawny. Może być to spowodowane zmianą karty SIM na inną, lub zmianą kodu PIN karty w zewnętrznym urządzeniu. 51

52 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rozwiązanie: Po połączeniu z analizatorem przez USB należy wejść do bazy analizatorów i wybrać opcję Zmień ustawienia GSM, a następnie Zmień kod PIN karty SIM. Wprowadzić dowolne cztery cyfry w polu Poprzedni kod PIN (pole to jest w takiej sytuacji ignorowane), a następnie dwukrotnie wpisać w dwóch polach poniżej właściwy kod karty SIM. Zapisać ustawienia. Rozłączyć się z analizatorem i na ekranie <8/9> analizatora sprawdzić status GSM (czy nastąpi połączenie z siecią). Problem: Analizator zgłasza błąd GSM Wymagany PUK. Możliwa przyczyna: Karta włożona do analizatora jest zablokowana w wyniku kilkukrotnego wprowadzenia błędnego kodu PIN. Należy odblokować kartę SIM wprowadzając kod PUK. Rozwiązanie: Po połączeniu z analizatorem przez USB należy wejść do bazy analizatorów i wybrać opcję Zmień ustawienia GSM. Wybrać Zmień kod PIN karty SIM. Powinno otworzyć się okno pozwalające na wprowadzenie kodu PUK i nowego kodu PIN. Wprowadzić kody i zatwierdzić. Rozłączyć się z analizatorem i na ekranie <8/9> analizatora sprawdzić status GSM (czy nastąpi połączenie z siecią). Kartę można też odblokować wkładając ją do dowolnego telefonu komórkowego i wpisaniu kodu PUK i nowego kodu PIN. Uwaga: kilkakrotne wprowadzenie błędnego kodu PUK prowadzi do nieodwracalnego zablokowania karty SIM! Problem: Analizator zgłasza błędy GSM: Błąd sieci, Błąd SMS, Brak sieci lub inne. Możliwa przyczyna: Wystąpił jeden z błędów sieci GSM. Może to być spowodowane wpisaniem błędnego numeru telefonu do powiadomień SMS lub czasowym utraceniem zasięgu. Rozwiązanie: W przypadku błędu SMS należy zweryfikować poprawność wpisanego numeru telefonu. W innych przypadkach nie należy podejmować dodatkowych kroków. Analizator będzie próbował powtórzyć operację ponownie po upływie pewnego czasu (np. 1 minuty). 52

53 3 Odczyt danych bieżących 3 Odczyt danych bieżących W tryb odczytu danych bieżących sieci w czasie rzeczywistym można przejść po kliknięciu ikony Odczyty bieżące. Jeśli połączenie z analizatorem nie zostało wcześniej nawiązane program przechodzi najpierw do ekranu połączenia (patrz rozdział 1.4 Wybór analizatora). Ekran w tym trybie podzielony jest na kilka zakładek: Oscylogramy prezentowane są przebiegi chwilowe napięć i prądów, Wykresy czasowe prezentuje wykres czasowy wartości skutecznych napięć i prądów na wykresie czasowym, Pomiary wyświetlane są chwilowe wartości parametrów mierzonych (fazowych i sumarycznych), Wykresy wskazowe pozwala na graficzne zaprezentowanie wskazów składowych podstawowych napięć i prądów i współczynników asymetrii, Harmoniczne umożliwia podgląd składowych harmonicznych poszczególnych kanałów dla napięć i prądów, Interharmoniczne umożliwia podgląd składowych interharmonicznych poszczególnych kanałów dla napięć i prądów (nieaktywne dla PQM-700). Poniżej zamieszczono szerszy opis poszczególnych zakładek. 3.1 Oscylogramy Na wykresie napięć i prądów prezentowane są dwa okresy przebiegów chwilowych, tak jak byłyby widziane na ekranie oscyloskopu. Przykładowy ekran pokazano na Rys. 38. Wykresy są odświeżane na bieżąco, pozwalając na podgląd sieci w czasie rzeczywistym. Wszystkie kanały są prezentowane na jednym wykresie. Rys. 38. Ekran w trybie odczytu danych bieżących - oscylogramy. 53

54 54 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Nad wykresem znajdują się przyciski umożliwiające włączenie bądź wyłączenie wyświetlania konkretnego kanału napięcia lub prądu. Obok nich znajdują się kolorowe przyciski, które służą do zmiany kolorów rysowanych przebiegów. Wykres można dowolnie powiększać w obu osiach. W rogach okna znajdują się cztery przyciski, uaktywniające wyświetlanie miniatury okna wraz z zaznaczonym kolorem pomarańczowym obszarem aktualnie powiększonym. Miniatura jest wyświetlana w jednym z czterech rogów okna, w zależności od użytego przycisku. Do powiększania służą cztery przyciski z ikoną lupy. Przyciski służą do wybrania maksymalnego powiększenia lub pomniejszenia skali w danej osi. Do zmiany powiększenia można również użyć rolki myszy. Użycie rolki bliżej krawędzi pionowej okna powoduje zmianę powiększenia w osi Y, a bliżej krawędzi poziomej w osi X. Powiększenie wybranego obszaru można dokonać przytrzymując klawisz SHIFT (wskaźnik myszy zmienia kształt na krzyżyk) i zaznaczając myszką wybrany obszar. Możliwe jest również przesuwanie wybranego obszaru w ramach całego wykresu. W tym celu przytrzymuje się klawisz CTRL (wskaźnik myszy zmienia kształt na rączkę), i przytrzymując lewy przycisk myszy przesuwa się obszar wyświetlany. Skala czasowa (oś X) jest uaktualniana na podstawie zmierzonej wartości częstotliwości (np. od 0 do 40ms dla 50Hz). Zastosowano dwa niezależne opisy osi wartości Y. Można np. na lewej osi wyświetlać wartości w woltach (dla kanałów napięciowych), a na prawej wartości w amperach (dla kanałów prądowych). Opisy osi są sterowane listami wyboru. Listy te mogą zawierać następujące pozycje: Wszystkie V jeśli mierzonych jest więcej niż jeden kanał napięciowy. W takiej sytuacji dobierana jest jedna skala dla wszystkich przebiegów napięciowych, a same przebiegi są odpowiednio skalowane, Wszystkie A jeśli mierzonych jest więcej niż jeden kanał prądowy. W takiej sytuacji dobierana jest jedna skala dla wszystkich przebiegów prądowych, a same przebiegi są odpowiednio skalowane, osobna pozycja dla każdego z mierzonych kanałów. Jeżeli wybierzemy taką pozycję z listy, to wyświetlana jest skala dla wybranego kanału (albo dobierana automatycznie, albo ręcznie, jeżeli zakres został ustawiony przez użytkownika). Uwaga: jeżeli na wykresie są widoczne inne przebiegi (napięciowe, jeżeli wybraliśmy skalę dla kanału napięciowego, lub prądowe, jeżeli wybraliśmy skalę dla kanału prądowego), to ich rzeczywista amplituda nie odpowiada wskazanej skali. Skala dotyczy tylko wybranego przebiegu. Skala jest dobierana: statycznie - zakres górny osi ustawiany jest na wartości zbliżonej do wartości nominalnej napięcia lub zakresu maksymalnego cęgów, dynamicznie - wykresy są automatycznie skalowane do największej wartości chwilowej przebiegu, ręcznie w tym celu należy użyć przycisku Ustaw skale, a następnie wybrać, które przebiegi mają mieć ręcznie ustawiane skale, wyłączając tryb automatyczny, co odblokowuje możliwość edycji wartości minimalnych i maksymalnych osi. Po kliknięciu przycisku Ustaw, skala danego przebiegu jest aktualizowana. Zmiana trybu skalowania między statycznym a dynamicznym dostępna jest po kliknięciu prawego przycisku myszy na obszarze wykresu: menu kontekstowe zawiera opcje: Ustaw skale do wartości nominalnej oraz Ustaw skale automatycznie, niezależnie dla napięć jak i prądów. Po włączeniu programu automatyczne skalowanie jest wyłączone. 3.2 Wykresy czasowe Na Rys. 39 pokazano ekran z wykresem przebiegu wartości skutecznych prądów i napięć (tzw. timeplot). Elementy konfiguracyjne są identyczne jak na ekranie oscylogramów: w górnej części można włączać i wyłączać wyświetlanie napięć i prądów oraz zmienić kolor wykresów, powiększać i zmniejszać obszar wykresu oraz zmieniać skale na osi pionowej.

55 3 Odczyt danych bieżących Skala czasowa na wykresie jest pokazywana od momentu wejścia w tryb odczytu wartości bieżących. Format czasu to mm:ss. Po dojściu do końca okna cały wykres przesuwa się w lewo o 30 sekund. Wykres jest uaktualniany niezależnie od tego czy zakładka ta jest włączona, tzn. rysuje się w tle, pomimo przeglądania np. harmonicznych. Tak jak dla oscylogramów, można zastosować skalowanie statyczne (według ogólnych ustawień punktu pomiarowego) lub dynamiczne. 3.3 Pomiary Rys. 39. Wykres wartości w czasie rzeczywistym. Zakładka Pomiary pozwala na podgląd wartości szeregu parametrów mierzonej sieci. Na Rys. 40 pokazano przykładowy ekran, który ukazuje zbiorczą tabelę wartości odczytywanych z analizatora i pokazywanych w czasie rzeczywistym. W kolejnych wierszach pogrupowano poszczególne parametry w kilku kategoriach: Napięcia wartość skuteczna napięcia U, składowa stała U DC, częstotliwość f, Prądy wartość skuteczna prądu I, składowa stała I DC, Moce moc czynna P, moc bierna Q B (wg teorii Budeanu) lub moc bierna składowej podstawowej Q 1 (wg IEEE 1459), moc pozorna S, moc odkształcenia D (wg teorii Budeanu) lub moc pozorna odkształcenia S N (wg IEEE 1459), Energie energie czynne: pobrana E P+ i oddana E P-, energie bierne pobrana E Q+ i oddana E Q- (odpowiednio wg Budeanu lub IEEE 1459), energia pozorna E S, Współczynniki współczynnik mocy PF, współczynnik przesunięcia fazowego cosφ, współczynnik tgϕ, współczynniki zniekształceń harmonicznych THD dla napięcia i prądu, współczynniki szczytu CF napięcia i prądu, wskaźniki migotania światła P ST i P LT, 55

56 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Asymetria dla napięć: składowa zerowa U 0, zgodna U 1 i przeciwna U 2, współczynnik asymetrii składowej przeciwnej u 2, współczynnik asymetrii składowej zerowej u 0; dla prądów: składowa zerowa I 0, zgodna I 1 i przeciwna I 2, współczynnik asymetrii składowej przeciwnej i 2, współczynnik asymetrii składowej zerowej i Rys. 40. Wskazania wartości fazowych i sumarycznych. Każdą grupę można niezależnie od innych włączać i wyłączać oraz zmieniać kolor tła jej kolumn przy pomocy przycisków w górnej części okna. Przy pierwszym uruchomieniu programu są pokazywane: napięcia, prądy, moce oraz współczynniki. Zarówno kolory grup, jak i to, które grupy są domyślnie wyświetlane, można zmienić w preferencjach programu. Wartości parametrów wyświetlane są kolejnych kolumnach, opisanych następująco: L1 faza L1 w układach z przewodem neutralnym N, L2 faza L2 w układach z przewodem neutralnym N, L3 faza L3 w układach z przewodem neutralnym N, N-PE wartości parametrów w kanale napięciowym N-PE lub prądowym I N, L1-2 faza L1 w układach bez przewodu neutralnego (z napięciami międzyfazowymi), L2-3 faza L2 w układach bez przewodu neutralnego (z napięciami międzyfazowymi), L3-1 faza L3 w układach bez przewodu neutralnego (z napięciami międzyfazowymi), Całkowita wartość całkowita całego układu lub średnia wartości fazowych. Dla przykładu, dla sieci trójfazowej z przewodem N wartości parametrów fazowych są wyświetlane w kolumnach L1, L2, L3. Jeżeli w konfiguracji odblokowano pomiar napięcia N-PE i/lub prą-

57 3 Odczyt danych bieżących du I N, w kolumnie N-PE wyświetlane są również wartości parametrów, które są w takim przypadku obliczane. W kolumnie Całkowita są wyświetlane wartości sumaryczne całego układu. W przypadku układu typu trójkąt, wartości fazowe są wyświetlane w kolumnach L1-2, L2-3, L3-1 oraz Całkowita. Uwaga W niektórych konfiguracjach sieci nie jest możliwe wyliczenie (pomiar) wartości niektórych parametrów. Dla przykładu, w układzie trójfazowym typu trójkąt, nie można obliczyć współczynnika przesunięcia fazowego cosφ między prądem i napięciem, ze względu na fakt, iż napięcie mierzone jest napięciem międzyfazowym, a prąd mierzony jest prądem liniowym, który rozpływa się na dwie gałęzie międzyfazowe odbiornika. W przypadku, gdy w danej konfiguracji sieci dany parametr nie jest obliczany, w miejscu wartości wyświetlane jest ---. Na prawej części zakładki można jeszcze określić sposób obliczania współczynnika zawartości harmonicznych THD i interharmonicznych TID (nie dotyczy PQM-700): względem składowej podstawowej (THD F/ TID F) lub wartości skutecznej (THD R/ TID R). Wskazywane wartości energii są powiązane z przełącznikiem Wyświetlana energia. Użytkownik może wybrać czy wskazywane liczniki energii dotyczą sesji pomiarowej (zliczanie rozpoczęte w momencie otwarcia okna Odczyty bieżące) lub też energii całkowitej zliczonej przez analizator. Wewnętrzne liczniki energii analizatora są zerowane: przy zmianie punktu pomiarowego, przy rozpoczęciu rejestracji, po włączeniu analizatora. Po wybraniu wyświetlania energii sesji wewnętrzne liczniki energii nie są modyfikowane. Idea działania tego trybu jest taka, że w momencie pierwszego odczytu wartości liczników energii przez aplikację, wartości te są zapamiętywane, a wyświetlane wartości są różnicą pomiędzy bieżącą odczytaną wartością energii a wartością zapamiętaną. 3.4 Wykresy wskazowe Wykres wskazowy (Rys. 41) jest wykorzystywany do prezentacji wektorów składowych podstawowych napięć i prądów. Kąty między wektorami odpowiadają kątom przesunięcia fazowego między poszczególnymi fazami. Z lewej strony wykresu wyświetlana jest tabela z danymi liczbowymi. W kolejnych wierszach pokazywane są: U amplitudy składowych podstawowych napięcia, φ U kąty składowych podstawowych napięcia względem składowej podstawowej napięcia L1 (w stopniach kątowych), I amplitudy składowych podstawowych prądu, φ I kąty składowych podstawowych prądu względem składowych podstawowych napięcia L1 (w stopniach kątowych), φ U,I kąty między wektorami napięcia i prądu (φ U φ I) dla danej fazy (w układach 3- przewodowych niedostępne), Typ typ odbiornika wskazywany symbolem cewki dla obciążenia indukcyjnego lub kondensatora dla obciążenia pojemnościowego (w układach 3-przewodowych niedostępne). Nad wykresem dostępne są przyciski do włączania lub wyłączania napięć (U, φ U), prądów (I, φ I), kątów φ U,I oraz typu odbiornika. Dodatkowo użytkownik może zmienić domyślny kolor tła tabeli dla tych grup. 57

58 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Kąty wektorów odnoszone są do kąta wektora U L1, który ma zawsze wartość ϕ = 0. Skalowanie amplitudy wektorów odbywa się automatycznie względem największej wartości niezależnie dla prądu i napięcia. 58 Rys. 41. Wykres wskazowy dla połączenia w gwiazdę. Na wykresie umieszczono również dwa przyciski, które służą do obrotu wykresu wskazowego o 90 zgodnie lub przeciwnie z kierunkiem wskazówek zegara. 3.5 Harmoniczne Zakładka harmoniczne pozwala na podgląd wartości harmonicznych w napięciu i prądzie, mocy czynnych i biernych harmonicznych (nie dotyczy PQM-700), współczynników zawartości harmonicznych (nie dotyczy PQM-700) oraz współczynnika strat w transformatorze K (nie dotyczy PQM-700). Przykładowy ekran pokazano na Rys. 42. Wyświetlane są parametry jednej fazy, którą wybiera się przyciskami po prawej stronie. W centralnej części okna prezentowany jest wykres słupkowy harmonicznych: od składowej stałej (DC) poprzez pierwszą harmoniczną do 50-tej (dla PQM-700 do 40-tej). Lista Pomiar po prawej stronie okna pozwala na wybór jednej z dwóch opcji: Napięcie, Prąd wyświetlane są harmoniczne napięcia i prądu, Moce harmonicznych wyświetlane są moce czynne i bierne harmonicznych (nie dotyczy PQM-700). Po lewej i prawej stronie wykresu znajdują się osie opisane właściwymi dla wybranego trybu jednostkami: w trybie Napięcie, Prąd po lewej stronie znajdują się oś harmonicznych napięcia, po

59 3 Odczyt danych bieżących prawej prądu. W trybie Moce harmonicznych, po lewej stronie znajduje się oś mocy czynnej, po prawej mocy biernej. Używając list nad osiami można zmienić to przyporządkowanie. Poniżej wykresu słupkowego kolejno od lewej umieszczono w tabelach: współczynniki THD, współczynniki K (tylko w trybie Napięcie, Prąd - nie dotyczy PQM-700), Rys. 42. Harmoniczne na wykresie 2D. tabelę z wartościami liczbowymi harmonicznych napięcia i prądu (w trybie Napięcie, Prąd) lub wartościami mocy czynnych i biernych harmonicznych (w trybie Moce harmonicznych - nie dotyczy PQM-700) oraz współczynnikami przesunięcia fazowego między harmonicznymi prądu i napięcia - cosφ (nie dotyczy PQM-700) oraz wartościami samych kątów φ (w stopniach kątowych). Użytkownik ma dostęp do dwóch ustawień: THD i harmoniczne wyznaczane względem dostępne są dwie możliwości: względem wartości RMS lub pierwszej harmonicznej (ta opcja jest aktywna tylko po wybraniu jednostki procentowej patrz niżej), Jednostka wartości harmonicznych dostępne są również dwie możliwości: w jednostkach bezwzględnych [V], [A], lub procentowych. Klikając prawym przyciskiem na obszarze wykresu w trybie Napięcie, Prąd wywołuje się menu podręczne, w którym dostępne są opcje: 59

60 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Ustaw skale do wartości nominalnej (w przypadku napięcia) lub Ustaw skale do zakresu cęgów (dla prądów). Opcja ta powoduje przeskalowanie słupków harmonicznych i dopasowuje je do wysokości okna wykresu biorąc pod uwagę wartości nominalne, Ustaw skale automatycznie. Opcja ta dobiera skale automatycznie. Limity napięć (opcja dostępna tylko dla harmonicznych napięcia i wybraniu wyświetlania w procentach). Opcja ta powoduje nałożenie na wykres limitów harmonicznych zdefiniowanych w profilu domyślnym normy EN Rys. 43. Ekran z mocami harmonicznych (nie dotyczy PQM-700). Z prawej strony na dole umieszczono przycisk do przełączania pomiędzy trybem 2D/3D. Po kliknięciu, harmoniczne są prezentowane na wykresie trójwymiarowym. Po włączeniu przycisku Widok dowolny wykres można dowolnie ustawić przy pomocy myszki w tym celu należy na wykresie przytrzymać lewy przycisk myszy i ruchami myszki ustawić żądaną pozycję wykresu, natomiast przytrzymując prawy przycisk myszy można w podobny sposób zbliżać lub oddalać wykres. Można w tym celu również użyć suwaków po lewej stronie okna lub rolki myszki. 3.6 Interharmoniczne (tylko PQM-702) Zakładka Interharmoniczne pozwala na podgląd wartości interharmonicznych w napięciu i prądzie oraz współczynników zawartości interharmonicznych TID. Przykładowy ekran pokazano na Rys. 44. Wyświetlane są parametry jednej fazy, którą wybiera się przyciskami po prawej stronie. W centralnej części okna prezentowany jest wykres słupkowy interharmonicznych: od grupy subharmonicznej (rząd 0) poprzez wszystkie kolejne grupy interharmoniczne do rzędu 50-tego. 60

61 3 Odczyt danych bieżących Po lewej i prawej stronie wykresu znajdują się osie opisane właściwymi dla wybranego trybu jednostkami: w trybie Napięcie, Prąd po lewej stronie znajdują się oś harmonicznych napięcia, po prawej prądu. Używając list nad osiami można zmienić te przyporządkowanie. Poniżej wykresu słupkowego kolejno od lewej umieszczono w tabelach: współczynniki TID, tabelę z wartościami liczbowymi amplitud interharmonicznych napięcia i prądu. Rys. 44. Wykres interharmonicznych. Użytkownik ma dostęp do dwóch ustawień: TID i interharmoniczne wyznaczane względem dostępne są dwie możliwości: względem wartości RMS lub pierwszej harmonicznej, Jednostka wartości interharmonicznych dostępne są również dwie możliwości: w jednostkach bezwzględnych [V], [A], lub procentowych. Klikając prawym przyciskiem na obszarze wykresu wywołuje się menu podręczne, w którym dostępne są opcje: Ustaw skale do wartości nominalnej (w przypadku napięcia) lub Ustaw skale do zakresu cęgów (dla prądów). Opcja ta powoduje przeskalowanie słupków interharmonicznych i dopasowuje je do wysokości okna wykresu biorą pod uwagę wartości nominalne, Ustaw skale automatycznie. Opcja ta dobiera skale automatycznie. 61

62 4 Analiza danych Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Blok analizy pozwala na odczyt danych zebranych przez analizator w trakcie rejestracji, przeglądanie danych liczbowych i wizualizację graficzną. Możliwe jest tworzenie raportów, które w zwięzły sposób charakteryzują badany system. 4.1 Odczyt danych z analizatora W miernikach PQM-702 dla przyspieszenia odczytu danych przy połączeniu USB wykorzystuje się wbudowany tryb pamięci masowej. Tryb ten jest wykorzystywany, jeżeli danych do pobrania jest więcej niż 1 MB. Jeśli danych jest mniej, wykorzystywany jest standardowy (wolniejszy) tryb komunikacyjny. W pozostałych miernikach (poza PQM-702) wykorzystywany jest tylko standardowy tryb komunikacyjny. Uwaga (tylko PQM-702) W przypadku, gdy otwarte są również dodatkowe okna, w których wyświetlane są dane na bieżąco odczytywane z analizatora (np. okno Odczyty bieżące lub Kontrola), wykorzystywany jest standardowy (wolniejszy) tryb pobierania danych. Aby skorzystać z szybkiego trybu odczytu danych (z użyciem czytnika), należy przed naciśnięciem przycisku Wczytaj dane pozamykać te okna. Po wybraniu z menu górnego lub kliknięciu na ikonę Analiza, jeżeli brak jest połączenia analizator-program, przeprowadzana jest standardowa procedura łączenia analizatora z programem (punkt 1.4). Po poprawnym połączeniu miernika z komputerem, wyświetlane jest okno jak na Rys. 45 i można wybrać dane do pobrania i późniejszej analizy. W tym celu należy zaznaczyć punkty pomiarowe, z których mają być pobrane dane. Po prawej stronie słupka obrazującego zajętość danych, podana jest rzeczywista objętość danych. Zaznaczenie opcji Usuń dane po odczycie powoduje wykasowanie danych z tego punktu (punktów), z którego są odczytywane dane. Dlatego też po naciśnięciu przycisku Wczytaj dane, przed rozpoczęciem transmisji ukazuje się stosowne ostrzeżenie. 62

63 4 Analiza danych Rys. 45. Wybór danych do odczytu. W czasie odczytu na pasku statusowym w dolnej części okna programu pokazuje się wskaźnik postępu pobierania i przycisk Anuluj, którym można przerwać proces. Kasowanie danych na karcie jest również możliwe w dowolnym momencie po wybraniu opcji w menu Analizator Kasowanie danych. Można w ten sposób skasować dane wybranych punktów pomiarowych (bez zmiany ich konfiguracji) lub całkowicie sformatować kartę. Po odczytaniu danych otwiera się okno zapisu pliku *.pqm702 (lub *.pqm700, *.pqm701). W pliku o tym rozszerzeniu zapisywana jest wierna kopia danych odczytanych z analizatora (nie poddane żadnej obróbce przez program). Zapis tych danych nie jest wymagany, ale wykonanie kolejnej analizy na podstawie zarejestrowanych danych będzie wymagało ponownego odczytania danych z analizatora. Uwaga Jeśli użytkownik zaznaczył opcję Usuń dane po odczycie i nie zapisze danych przed przejściem do analizy danych, utraci dane źródłowe bezpowrotnie. Będzie możliwe wykonanie analizy i zapis danych w pliku *.analysis, lecz nie będzie możliwe pełne wykorzystanie danych źródłowych do kolejnej analizy (np. z innego przedziału czasu). 4.2 Wybór przedziału czasowego do analizy Po poprawnym odczycie danych, pojawia się okno, w którym wskazuje się jakie dane będą wzięte do dalszej analizy. Jeżeli pobrano dane z kilku punktów pomiarowych użytkownik musi wybrać dane punktu z jednego punktu i wskazać przedział czasowy danych. Tylko dane ze wskazanego przedziału będą analizowane. Okno wyboru pokazane jest na Rys. 46. Znaczenie poszczególnych elementów okna jest następujące: 63

64 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 W lewej części znajdują się lista odczytanych punktów pomiarowych. Po rozwinięciu punktu obok punktu pokazywane są dane: nazwa punktu (jeżeli była wcześniej wpisana w konfiguracji) oraz wszystkie przedziały czasu, w których analizator rejestrował dane. Środkowa i prawa część ekranu przedstawia graficznie w postaci pasków czasookresy rejestracji we wszystkich punktach. Po zaznaczeniu któregoś z punktów pomiarowych paski odpowiadające czasookresom z tego punktu zmieniają kolor na czerwony, pokazując, które dane będzie można analizować. Jednocześnie uaktywnia się przycisk Analiza danych. Obok opisu Punkt pomiarowy X znajduje się informacja, czy dane dla tego punktu pomiarowego były rejestrowane wg normy (opis Norma) czy też wg dowolnych ustawień użytkownika (opis Użytkownik), Trzy pola określają początek, czas trwania i koniec czasookresu wybieranego do analizy przy pomocy dwóch suwaków S (początek, ang. start) i E (koniec, ang. end). Suwakami tymi można wybrać mniejszy przedział do analizy. Zaznaczenie przedziału większego niż dany czasookres powoduje wybranie całego czasookresu do analizy. W środkowym polu czas pojawia się informacja o okresie wybranym do analizy w formacie tydzień:godzina:minuta:sekunda. Z rozwijalnej listy można wybrać czasookres standardowy: 10 minut, godzinę, dzień lub tydzień. Jeżeli wybrany okres jest większy od zapisanej rejestracji, zaznaczana jest cała rejestracja. Podwójne kliknięcie na czas początku rejestracji ustawia suwak S na początku rejestracji danego punktu, a podwójne kliknięcie na koniec ustawia suwak E na końcu rejestracji danego punktu pomiarowego. Kliknięcie przycisku Analiza danych powoduje przejście do analizy danych wybranego przedziału czasu. Rys. 46. Wybór czasookresu do analizy. Jeżeli użytkownik planuje wykonać wiele analiz na podstawie odczytanych danych, powinien po ich wczytaniu zapisać je na lokalnym dysku w formie pliku o rozszerzeniu *.pqm702. Plik ten zawierać będzie wierną kopię odczytanych danych i w każdej chwili można go użyć i powrócić do ekranu wyboru przedziału czasu do analizy (Rys. 46). Należy pamiętać, że w przypadku wysłania 64

65 4 Analiza danych nowej konfiguracji punktów pomiarowych karta pamięci jest formatowana i wszystkie dane rejestracji zostaną utracone bezpowrotnie. Przejście do analizy, jeżeli użytkownik nie zapisał danych źródłowych w pliku *.pqm70x (po naciśnięciu przycisku Analiza danych), będzie wymagało ponownego odczytu danych z karty, w każdym przypadku, gdy użytkownik będzie chciał wykonać kolejną analizę na podstawie zapisanych na karcie danych. Zapis danych źródłowych na dysku wykonuje się klikając ikonę Zapisz na pasku narzędziowym lub też wybierając funkcję Zapisz lub Zapisz jako z menu Plik. 4.3 Analiza odczytanych danych Ogólne Po poprawnym odczycie danych pojawia się okno główne modułu analizy danych. Okno to podzielone jest na kilka części: Z lewej strony umieszczono przyciski włączające wyświetlanie następujących danych: Ogólne pokazywane są wszystkie dane poszczególnych typów w postaci kropek (Pomiary, Zdarzenia i Oscylogramy), Pomiary pokazywane są w postaci kropek wszystkie typy pomiarów zarejestrowanych wg czasu uśredniania (napięcie, częstotliwość itd.), Zdarzenia pokazywane są w postaci kropek wszystkie rodzaje wykrytych zdarzeń (zapady, przepięcia, przerwy itd.). Konfiguracja wyświetla konfigurację analizatora, która była aktywna podczas rejestracji. Wybór odpowiedniego przycisku powoduje również wyświetlenie odpowiednich danych w tabeli poniżej wykresu. Nad wykresem znajdują się pola z datą początkową, przedziałem czasu oraz datą końcową. W widoku Ogólnym można dokonać szybkiego podglądu oscylogramu i/lub zdarzenia. Brak jest natomiast możliwości podglądu pomiarów. Po wskazaniu kursorem na punkt zdarzenia i naciśnięciu lewego przycisku myszy, na ekranie pokazują się informacje dotyczące tego zdarzenia oraz oscylogram, o ile jest zarejestrowany wraz ze zdarzeniem (Rys. 47). Może zdarzyć się, że wykres zdarzeń jest bardzo zagęszczony i praktycznie w jednym miejscu jest kilka punktów nałożonych na siebie, wówczas wskazanie kursorem pokazuje to zdarzenie i oscylogram, które mają najwcześniejszy czas wystąpienia zdarzenia. Jednocześnie nad zaznaczonym punktem pojawia się informacja o liczbie zdarzeń lub oscylogramów. Większa liczba zdarzeń w punkcie skutkuje pojawieniem się zakładek powyżej wykresu. Opisy zakładek są odpowiednie do typu zdarzenia lub oscylogramu. Oscylogram pokazywany po wybraniu zdarzenia pochodzi z początku tego zdarzenia. Użytkownik może użyć suwaka lub rolki myszki w celu powiększenia wybranego obszaru (zmniejszenie przedziału czasowego). Zaznaczenie kropki zdarzenia, dla którego dostępne są oscylogramy początkowy i końcowy, powoduje zaznaczenie odpowiadających kropek oscylogramów. Podobnie jeśli rejestrowane są oscylogramy po okresie uśredniania, kliknięcie kropki pomiaru jednocześnie podświetla kropkę towarzyszącego oscylogramu. 65

66 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 47. Okno Ogólne z podglądem oscylogramu Pomiary Naciśnięcie przycisku Pomiary zmienia wygląd okna na pokazany na Rys. 48. W dolnej części pojawiają się do wyboru parametry, które można analizować. Na wykresie pojawiają się kropki obrazujące pomiar parametrów w czasie. W przypadku dużej ilości danych, kropki mogą łączyć się w linie. Podobnie jak przy wybieraniu czasookresu do analizy, wyświetlane są trzy pola określające początek, czas trwania i koniec wybranego zakresu czasowego (można ręcznie wprowadzić wymagany zakres czasowy). Zakres wyświetlanych danych w tabeli można również zawęzić przy pomocy dwóch suwaków S (początek) i E (koniec). Pod wykresem wyświetlana jest tabela zbiorcza, w której pokazane są zarejestrowane wartości parametrów. Tabela pokazuje jedynie dane z wybranego przedziału czasu. Pola wyboru z lewej strony pozwalają na włączanie i wyłączanie poszczególnych rodzajów parametrów z tabeli. Wybranie parametru, który mierzony jest w kilku fazach (np. napięcie) powoduje pokazanie wszystkich kolumn w tabeli (U L1, U L2, U L3). Chcąc ograniczyć ilość danych wyświetlanych w tabeli do np. jednej fazy, należy użyć przycisków (L1, L2, L3, N) z prawej strony okna. Kliknięcie prawym przyciskiem myszy na obszarze tabeli powoduje wyświetlenie menu kontekstowego z opcjami: Średnia, Chwilowa, Min., Maks. (Rys. 49). Zaznaczenie tych opcji powoduje pokazanie odpowiednich wartości spośród zarejestrowanych (tak jak to skonfigurował użytkownik) lub ich ukrycie po odznaczeniu. Zaznaczone dane można również skopiować do schowka. 66

67 4 Analiza danych Rys. 48. Okno Pomiary dla rejestracji użytkownika. Zaznaczenie opcji Otwórz w nowym oknie powoduje, że nowy wykres lub nowa tabela będą otwierane za każdym razem w nowym okienku. Jeśli opcja jest nieaktywna, osobne okienko z wykresem lub tabelą jest odświeżane. Dane w poszczególnych wierszach mogą być w sposób specjalny oznaczone ikoną obok komórki z czasem, sygnalizując jedną z kilku możliwości: ikona oznacza, że parametry zmierzono przy braku synchronizacji czasu z zegarem UTC. Tym samym dane takie nie spełniają wszystkich wymogów dotyczących klasy A wg PN-EN , a dokładnie chodzi o precyzję oznaczania czasu. ikona sygnalizuje, że w czasie trwania tego przedziału uśredniania wystąpiło zdarzenie w napięciu typu zapad, zanik lub przepięcie. Wymienione typy zdarzeń mogą być przyczyną niepoprawnego pomiaru niektórych parametrów sieci i norma PN-EN zaleca w tej sytuacji, aby cały przedział uśredniania został oflagowany, sygnalizując użytkownikowi, że wartości zmierzone mogą być zafałszowane. Do użytkownika należy decyzja, jak takie dane należy traktować. ikona oznacza chwilową utratę synchronizacji PLL, wykrytą podczas trwania danego przedziału uśredniania. Mogło to wystąpić np. w przypadku wystąpienia zapadu napięcia w kanale L1 (kanału referencyjnego dla układu PLL). Wartości parametrów zmierzone w takiej sytuacji mogą być niepewne. Użytkownik może wygenerować kilka typów wykresów. Służy do tego przycisk Wykresy. Możliwości są następujące: Wykres czasowy po zaznaczeniu kolumny Czas wraz z dowolną inną kolumną (kolumnami) (jak na Rys. 49) po wybraniu tej opcji pojawia się nowe okienko z wykresem, na którym jest pokazywany przebieg wskazanych parametrów w czasie. Aby na wykresie ująć jedynie część całkowitego zakresu czasowego należy w kolumnie Czas zaznaczyć interesujący nas przedział, a następnie wybrać odpowiednie kolumny parametrów. Można zaznaczyć dowolne kolumny parametrów, w tym pojedyncze harmoniczne np. U, I, f, H03, H05 itd. Przykład wykresu pokazano na Rys. 50, 67

68 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Oscylogram przebieg chwilowy napięć i prądów, jeżeli takowy występuje, np. w zdarzeniach lub na końcu czasu uśredniania (Rys. 54). Oscylogram można wyświetlić zaznaczając wiersz z dostępnym oscylogramem i wybierając opcję Wykres, a następnie Oscylogram, bądź też klikając dwa razy na danym wierszu, Wykres półokresowych wartości skutecznych (RMS1/2) dla zdarzeń, dla których zarejestrowano wykres oscylogramu. Wykres ten jest otwierany jednocześnie z otwarciem oscylogramu (np. przez dwukrotne kliknięcie ikony oscylogramu w tabeli). Wykres harmonicznych wykres słupkowy prezentujący poziom harmonicznych rzędu (1 40 dla PQM-700). Opcja ta jest aktywna nawet wtedy, gdy zaznaczona jest tylko jedna harmoniczna (wtedy są również rysowane wszystkie harmoniczne). Wszystkie inne wielkości zaznaczone (nie będące harmonicznymi, np. U, f, I itd.) są ignorowane. Jeżeli zaznaczono przedział czasu (wiele wierszy) to rysowany wykres odpowiada średniej wartości harmonicznych w tym przedziale (Rys. 52). Wciskając przyciski Alt-O można na przemian uzyskiwać wykres z pierwszą harmoniczną lub bez niej. Ten sam efekt jest do uzyskania z menu kontekstowego po wybraniu opcji Ukryj pierwszą harmoniczną (aby otworzyć menu kontekstowe należy najechać kursorem myszy na wykres i wcisnąć jej prawy klawisz). Wykres interharmonicznych (tylko PQM-702) - wykres słupkowy prezentujący poziom interharmonicznych rzędu Pozostałe zasady (za wyjątkiem ukrywania pierwszej harmonicznej/interharmonicznej) jak dla opisanego wyżej wykresu harmonicznych. W zasadzie parametry rejestrowane są zgodnie z ustalonym w konfiguracji czasem uśredniania. Dla przykładu, jeśli użytkownik ustawił czas uśredniania na 10 minut, co 10 minut jest zapisywany na karcie pamięci rekord z wartościami średnimi (ewentualnie minimalnymi, maksymalnymi i chwilowymi) parametrów. Jednak w niektórych przypadkach występują odstępstwa od tej reguły. Przykłady mogą być następujące: Wskaźnik migotania światła P lt jest on mierzony co 2 godziny, więc przy czasie uśredniania takim jak 10 minut, nowa wartość P lt pojawia się co 12 okresów uśredniania, Częstotliwość czas pomiaru tej wielkości wynosi 10 sekund, Moce czynne i bierne 15-minutowe przy rejestracji zgodnej z normą EN 50160, dla której podstawowy okres uśredniania wynosi 10 minut. Aby ułatwić wyszukiwanie parametrów zmierzonych z różnymi czasami uśredniania dodano możliwość wyświetlania parametrów względem wskazanego okresu uśredniania. Dla przykładu, jeżeli użytkownik mierzył z czasem uśredniania równym 10 minut i chciałby szybko wyświetlić rekordy, w których zmierzono wskaźnik P lt, może on wybrać z listy Wyświetl dane co wartość 2h. Wtedy w tabeli pozostaną tylko wiersze o czasie będącym wielokrotnością dwóch godzin, w których pojawiła się kolejna zmierzona wartości wskaźnika P lt. 68

69 4 Analiza danych Rys. 49. Wybór danych do wykresu. Opis wykresu czasowego (Rys. 50): w lewej części u góry znajduje się informacja o początku, końcu i różnicy czasowej wykresu (oś pozioma), w lewej części poniżej wyświetlane są informacje o wartościach trzech niezależnych markerów (kółeczka na wykresie), markery można przesuwać lewym przyciskiem myszy (łapiąc i przesuwając marker). Przy poszczególnych markerach wyświetlane są ich numery dla łatwiejszej ich identyfikacji i powiązania z parametrami liczbowymi wyświetlanymi po lewej stronie wykresu. strzałkami lewo/prawo na klawiaturze przesuwa się wybrany marker w osi czasu, strzałkami góra/dół przechodzi się aktywnym markerem do następnego przebiegu, w domyślnym trybie złapany marker przyczepia się do najbliższego przebiegu. Jeżeli klikając prawym przyciskiem myszy w obszarze wykresu użytkownik zaznaczy opcję Tryb dowolny, marker można ustawić dowolnie. Jeżeli w pobliżu markera nie ma żadnego przebiegu, jego kolor zmienia się na szary, a wypisane współrzędne w osi X i Y dotyczą jego aktualnego położenia, pod prawym przyciskiem myszy dostępna jest również opcja Tryb porównawczy, która ustawia markery w tym samym czasie, przesunięcie jednego przesuwa również pozostałe, Pozwala to na łatwe porównanie do trzech wybranych parametrów dla danego czasu. poszczególne przebiegi można włączać lub wyłączać i zmieniać ich kolory za pomocą przycisków nad wykresem, wykres można powiększać w pionie i poziomie suwakami lub rolką myszy (w pionie, jeżeli wskaźnik myszy ustawiony jest blisko bocznych krawędzi wykresu, w poziomie, jeżeli wskaźnik znajduje się blisko górnej lub dolnej krawędzi), przytrzymując klawisz SHIFT można myszką zaznaczyć prostokątny obszar wykresu, który ma zostać powiększony, przytrzymując klawisz CTRL można myszą kliknąć lewym przyciskiem na wykresie i przytrzymując go przesuwać widoczny fragment (strzałka kursora zmienia się w rączkę), wykres ma dwie skale pionowe z lewej i prawej strony, z rozwijalnych list można wybrać skalę dla wartości wyświetlanej na wykresie, którą użytkownik chce zobaczyć, 69

70 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 50. Okno wykresu czasowego. na rozwijalnych listach od skal, oprócz parametrów zaznaczonych przez użytkownika (np. UL1, K, P itp.) są też do wyboru grupy parametrów o tych samych jednostkach (V, A, W, var, VA, %, Hz, [---] - bez jednostek), po wybraniu grupy, na wykresie przyjmowana jest jedna skala (np. w V) a wszystkie przebiegi z tej grupy są przeskalowywane, aby zmieściły się w tej skali, wybranie danej grupy dla lewej skali Y, powoduje dezaktywację tej grupy oraz wszystkich parametrów tej grupy na liście prawej skali Y i odwrotnie, w rogach wykresu znajdują się ikony, których naciśnięcie pokazuje miniaturkę obszaru całego wykresu, na którym wyróżniony prostokąt ilustruje aktualnie powiększony fragment wykresu; przesuwanie go za pomocą myszki po obszarze miniatury wykresu, powoduje przesuwanie wykresu w oknie głównym, naciśnięcie jednego z przycisków u góry ekranu umożliwia zapisanie wykresu na dysku w formacie wybieranym przez użytkownika: jpg, png, bmp lub xpm, skopiowanie go do schowka lub wydrukowanie, na wykresie może być maksymalnie 12 przebiegów. Po zaznaczeniu dowolnej kolumny (np. f, U L1, THD U itd.) lub dowolnego zakresu komórek i po naciśnięciu przycisku Raport, pokazuje się nowe okno pozwalające za zapis zaznaczonych danych do wybranego formatu pliku (pdf, html, txt, csv), skopiowanie do schowka, drukowanie. Dane odnoszą się do czasu z zaznaczonej kolumny (kolumn lub zakresu komórek). Przykład raportu zapisanego do pliku pdf pokazano na Rys. 51. Możliwa jest generacja raportu z maksymalnie 12 kolumn danych. 70

71 4 Analiza danych Rys. 51. Przykład raportu zapisanego do pliku pdf. Rys. 52. Wykres harmonicznych. 71

72 Instrukcja obsługi Sonel Analiza Zdarzenia Naciśnięcie przycisku Zdarzenia zmienia wygląd okna głównego na pokazany na Rys. 53. W tym trybie użytkownik może analizować wszystkie zarejestrowane przez analizator zdarzenia. Na wykresie pojawiają się kropki pokazujące zarejestrowane zdarzenia. W dolnej lewej części pojawiają się do wyboru parametry wyszczególnione w tabeli. Użytkownik może włączać i wyłączać wybrane typy klikając odpowiednie pola wyboru. W tabeli wyświetlane są tylko wskazane typy zdarzeń. Objaśnienia poszczególnych kolumn: Marker zaznaczenie tej komórki (przez podwójne kliknięcie) powoduje zaznaczenie zdarzenia wraz z oscylogramem (jeżeli jest) na wykresie kropkowym i dodanie danego zdarzenia do listy znajdującej się na zakładce Markery, Typ określa typ zdarzenia (przepięcie, zapad, przekroczenie progu minimum itd.), Źródło określa fazę, w której wykryto zdarzenie, Początek, Koniec czas początku i końca zdarzenia, Czas trwania czas trwania zdarzenia, Ekstremum wartość najmniejsza lub największa w czasie trwania zdarzenia, Średnia średnia wartość parametru w trakcie trwania zdarzenia, Próg podawana jest wartość progowa, której przekroczenie spowodowało wykrycie zdarzenia (tożsamy z progiem ustawionym przy konfigurowaniu analizatora), Oscylogram ikona oscylogramu oznacza, że dostępny jest oscylogram i wykres RMS 1/2 dla tego zdarzenia. Rys. 53. Wygląd okna Zdarzenia dla rejestracji użytkownika. Kliknięcie na ikonie z oscylogramem uaktywnia wykresy oscylogramu i towarzyszącego mu wykresu wartości skutecznych półokresowych RMS 1/2 (Rys. 55). Funkcja Otwórz w nowym oknie ma działanie analogiczne jak w analizie danych. Wykres oscylogramu i wartości RMS 1/2 można również wywołać podświetlając wiersz ze zdarzeniem, w którym jest ikona oscylogramu i wybranie opcji Wykresy Oscylogram. 72

73 4 Analiza danych Na Rys. 54 pokazany jest przykładowy oscylogram. Ponieważ do zdarzenia są przypisane dwa oscylogramy (początek i koniec zdarzenia), na wykresie zaciemnionymi prostokątami zaznaczone są początek (Start) i koniec (Koniec) zdarzenia. W przypadku krótkiego zdarzenia przebieg będzie ciągły. Gdy czas trwania zdarzenia jest większy, oscylogramy będą dwa jeden na początku zdarzenia i drugi przy końcu. Wykres można dowolnie powiększać, co pokazano na Rys. 55. Zasady obsługi wykresu są takie same jak w przypadku wykresu czasowego. Rys. 54. Wykres z oscylogramem początkowym i końcowym. 73

74 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 55. Powiększanie fragmentu oscylogramu. Oscylogramy mogą zostać zapisane w formacie CSV, co pozwala na analizę przebiegów w arkuszach kalkulacyjnych. Zapisywane są wszystkie próbki włączonych kanałów. Aby zapisać oscylogram w tym formacie należy wybrać ikonę Eksport do CSV i wskazać nazwę pliku i lokalizację w której ma zostać zapisany plik. 74

75 4 Analiza danych Rys. 56. Raport zdarzeń. Zdarzenia wyświetlone w tabeli można zapisać w formie raportu po wybraniu opcji Raport Raport zdarzeń. Przykładowy raport w formacie pdf pokazano na Rys. 56. Na Rys. 57 pokazany jest wykres Wartość/Czas. Aby do wyświetlić należy wybrać opcję Wykresy Wartość/czas. Wykres ten pokazuje w formie kropek zdarzenia i pozwala na przedstawienie wielu zdarzeń wraz z ich wzajemną relacją między czasem trwania zdarzenia (na osi poziomej) i wartością ekstremalną zdarzenia (na osi pionowej). Na wykresie pokazywane są jedynie te typy zdarzeń, które zostały wybrane w panelu po lewej stronie. 75

76 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 57. Analiza zdarzeń wykres wartość/czas. Jeżeli zarejestrowano zdarzenia typu przerost, zapad lub zanik w napięciu, uaktywnia się opcja Wykresy ANSI/CBEMA. Po jej wybraniu wyświetla się wykres zdarzeń podobnie jak to ma miejsce na wykresie Wartość/Czas, lecz z nałożonymi krzywymi ANSI lub CBEMA, które są standardami w ocenie tolerancji urządzeń na wahania napięcia zasilającego. Wybór wykresu wykonuje się przywołując menu podręczne prawym przyciskiem myszy w obszarze wykresu i wybranie opcji Typ krzywej i wskazanie typu krzywej ANSI lub CBEMA. Punkty charakterystyczne krzywych można modyfikować ręcznie w preferencjach programu: Opcje Konfiguracja programu Analiza danych. Przykładowy wykres pokazano na Rys. 58. Więcej informacji na temat krzywych ANSI i CBEMA można znaleźć w rozdziale

77 4 Analiza danych Rys. 58. Wykres ANSI/CBEMA. Porada Operacje powiększania/pomniejszania, przesuwania i inne oraz zasada działania krzyżyków na Rys. 55, Rys. 54, Rys. 56 są analogiczne do wykresu z Rys. 50. Okno Markery zawiera wybrane przez użytkownika zdarzenia, które są wyszczególnione. W tabeli tej jest możliwość przenoszenia wierszy (czyli zdarzeń), tak, aby użytkownik mógł je szeregować wg własnego uznania. Przenoszenie wierszy odbywa się metodą złap i upuść, czyli klikając i przytrzymując lewy przycisk myszki na dowolnej komórce wiersza można przesunąć go w górę lub w dół. Wszystkie przyciski w zakładce Markery działają identycznie jak w zakładce Punkt Analiza odczytanych danych wg Normy Analiza danych wg normy EN (lub innych standardów) jest analogiczna jak dla analizy Użytkownika. Główna różnica polega na tym, że można w tym trybie dodatkowo wygenerować raport na zgodność z normą EN W takim raporcie uwzględniane są tylko te parametry i zdarzenia, które są istotne z punktu widzenia normy. Jeśli mierzone były prądy, w tabeli parametrów mierzonych pokazane będą również 15-minutowe wartości średnie mocy czynnej, biernej i pozornej oraz tgϕ. W raporcie EN zostaną również uwzględnione maksymalne moce 15-minutowe oraz tgϕ. 77

78 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Po wybraniu opcji Raporty dostępny jest dodatkowo Raport zgodności z normą. Po jego naciśnięciu możliwy jest zapis raportu końcowego z pomiarów na zgodność z normą EN lub innymi. Raport jest zapisywany do pliku PDF (wraz z graficznym wykresem), pliku HTML lub do pliku tekstowego. Po kliknięciu na przycisk Raport EN pokazuje się okno, w którym użytkownik może wpisać dane dodatkowe do raportu (Rys. 59). Rys. 59. Wpisywanie danych dodatkowych do raportu. Jeżeli pola będą puste, odpowiednie pola w raporcie pozostaną też puste. Jeśli użytkownik chce, aby w nagłówku raportu pojawiło się logo firmy lub inny rysunek, możne go wskazać w polu Logo firmy. Pola te można również zdefiniować w konfiguracji programu, aby służyły jako szablon przy generacji raportów. Fragment przykładowego raportu pokazano na Rys. 60. Uwaga Przedział czasowy brany do raportu wynika z przedziału czasowego wybranego przez użytkownika przy wyczytywaniu danych do analizy. Jeżeli ten czas jest krótszy lub dłuższy od 1 tygodnia (wymaganego przez normę), raport nadal się generuje. Użytkownik jest odpowiedzialny za wybór odpowiedniego czasu, przy czym w tym przypadku przed wygenerowaniem raportu program wyświetla ostrzeżenie, że przedział czasowy jest inny niż tydzień. 78

79 4 Analiza danych Rys. 60. Raport pomiarowy na zgodność z normą EN Eksport danych Dane pomiarowe prezentowane w postaci tabelarycznej można zaznaczyć i zapisać w wybranym formacie pliku. Dotyczy to zarówno danych prezentowanych w części Pomiary (pkt ) jak i zdarzeń (pkt ): w przypadku pomiarów, należy kliknąć kolumnę czas, a następnie wybrać parametry, które chcemy eksportować, zaznaczając kolejne kolumny z danymi. Aby od razu zaznaczyć wszystkie dane w tabeli należy kliknąć prawym przyciskiem myszy w obszarze tabeli i wybrać opcję Zaznacz wszystko. Zakres czasowy można zawęzić wybierając tylko część komórek w kolumnie czas (przytrzymując klawisz SHIFT lub CTRL). Drugą możliwością zawężenia zakresu czasowego danych jest wykorzystanie suwaków S (początek) i E (koniec) w części z wykresem kropkowym. Następnie należy nacisnąć przycisk Raporty Raport użytkownika. Aby zapisać dane w wybranym formacie plików należy wybrać opcję Zapisz, a następnie wskazać lokalizację, nazwę i format pliku. Dostępne są formaty: PDF (eksport do tego formatu może zawierać maksymalnie 12 kolumn danych), HTML (pliki tego typu można otworzyć w przeglądarce internetowej), TXT (zwykłe pliki tekstowe), CSV (ang. Comma Separated Values - wartości rozdzielone przecinkiem; pliki tego typu można łatwo otwierać w arkuszach kalkulacyjnych, np. Microsoft Excel) w przypadku zdarzeń zakres danych (wierszy) można zawęzić jedynie przy użyciu suwaków S (początek) i E (koniec) w części z wykresem kropkowym. Następnie należy nacisnąć przycisk Raporty Raport użytkownika. Aby zapisać dane w wybranym formacie plików należy wy- 79

80 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 brać opcję Zapisz, a następnie wskazać lokalizację, nazwę pliku i format pliku. Formaty danych są takie same jak w opisie wyżej dotyczącym pomiarów. Istnieje możliwość eksportu tylko wybranych zdarzeń zaznacza się ikonę w kolumnie Marker przy wybranych zdarzeniach i następnie po przejściu na zakładkę Marker należy nacisnąć przycisk Raporty Raport użytkownika i postępować podobnie jak opisano wyżej. Standardowy sposób eksportu danych do plików CSV można skonfigurować wybierając z menu Opcje Konfiguracja programu, następnie ikonę Ustawienia raportów i zakładkę Ustawienia CSV. Można tu ustawić: opcję dzielenia danych na pliki o mniejszym rozmiarze. W tym celu należy zaznaczyć opcję Dziel plik CSV i ustawić żądaną maksymalną liczbę wierszy przypadającą na pojedynczy plik. Jeżeli raport będzie zawierał większą liczbą wierszy niż ustawiona, raport CSV zostanie podzielony na kilka plików o nazwie uzupełnionej o numerację. Pierwszy plik ma numer znak oddzielający część całkowitą od ułamkowej (kropka lub przecinek), znak rozdzielający kolejne wartości (domyślnie jest to średnik), znak ograniczający pola tekstowe (np. nagłówki kolumn). 80

81 5 Inne opcje programu 5 Inne opcje programu 5.1 Status analizatora, wyzwalanie i zatrzymywanie rejestracji Wybranie z menu programu opcji Analizator Kontrola powoduje wyświetlenie okna jak na Rys. 61. W oknie tym można znaleźć wiele informacji o aktualnym stanie analizatora, zmienić punktu pomiarowy oraz uruchomić i zatrzymać rejestrację. Poniżej opisano kolejne elementy okna w części statusowej: Typ analizatora model podłączonego analizatora, Numer seryjny numer seryjny podłączonego analizatora, Koordynaty położenia pozycja geograficzna analizatora; dostępne tylko w przypadku odebrania informacji o położeniu z satelitów GPS, Temperatura wskazanie aktualnej temperatury wewnątrz analizatora w stopniach Celsjusza i Fahrenheita, Stan ładowania informacja o statusie ładowania jeśli podłączone jest zasilanie, bądź procentowy stan naładowania akumulatora (wraz z napięciem) przy pracy akumulatorowej, Źródło zasilania pokazuje aktualne źródło zasilania analizatora: akumulator lub sieć, Wersja oprogramowania i wersja sprzętu podaje wersję firmware u analizatora i jego wersję sprzętową, Kolejne informacje dotyczą rejestracji: Status analizatora: podaje czy analizator jest w stanie rejestracji, Numer punktu pomiarowego aktualnie wybrany punkt pomiarowy, Pamięć dostępna dla punktu pomiarowego podana w procentach liczba określająca jaki procent przyznanego miejsca dla punktu pomiarowego na karcie danych jest jeszcze dostępna, Rys. 61. Okno Kontrola. 81

82 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Szacowany czas rejestracji podaje przybliżony możliwy czas rejestracji wg aktualnej konfiguracji; podany jest w formacie tygodnie(w) dni(d) godziny(h) minuty(m) sekundy(s), Liczba zdarzeń liczba zarejestrowanych zdarzeń od ostatniego uruchomienia rejestracji w danym punkcie pomiarowym. Przesłanie nowej konfiguracji lub wyłączenie analizatora powoduje wyzerowanie liczników. Okno to daje również możliwość zmiany aktywnego punktu pomiarowego i zdalne uruchomienie i zatrzymanie rejestracji: Bieżący punkt pomiarowy z listy można wybrać jeden z czterech punktów pomiarowych i uczynić go aktywnym. Punktu pomiarowego nie można zmienić podczas rejestracji. Kontrola rejestracji dostępne są dwa przyciski: Zatrzymaj i Startuj, którymi można odpowiednio zatrzymać aktywną rejestrację lub ją uruchomić. 5.2 Kasowanie danych Po wybraniu z menu pozycji Analizator Kasowanie danych pojawia się okno jak na Rys. 62 (dla PQM-700 jest tylko jeden punkt pomiarowy). Można tutaj selektywnie skasować dane wskazanych punktów pomiarowych bez naruszania ich konfiguracji. W tym celu należy zaznaczyć pola wybory obok punktów pomiarowych i nacisnąć przycisk Kasowanie danych. Jeżeli wymagane jest usunięcie wszystkich danych z karty to zaleca się użycie funkcji formatowania karty danych opcja Formatuj kartę. 5.3 Konfiguracja programu Rys. 62. Kasowanie danych. Po wybraniu z menu programu pozycji Opcje Konfiguracja programu użytkownik ma możliwość zmiany domyślnych ustawień aplikacji. Całość ustawień podzielono na kilka części symbolizowanych przez ikony w górnej części okna: Ustawienia główne, Konfiguracja analizatora, Odczyty bieżące Ustawienia kolorów, Analiza danych, Ustawienia raportów, Ustawienia mediów (nie aktywne dla PQM-700). Po wybraniu każdej z nich, w środkowej części okna ukazują się szczegółowe ustawienia, które dodatkowo mogą być podzielone na zakładki. 82

83 5 Inne opcje programu Po prawej stronie okna znajdują się dodatkowe przyciski: Fabryczne przywraca domyślne ustawienia aplikacji, Wczytaj odczyt ustawień programu z pliku, Zapisz / Zapisz jako zapisanie ustawień programu do pliku, Ustawienia główne Język domyślny umożliwia wybranie domyślnego języka aplikacji. Rys. 63. Konfiguracja programu Ustawienia główne. Domyślny typ analizatora umożliwia wybranie z listy domyślnego analizatora; ma to wpływ np. na otwieranie konfiguracji analizatora. Ustawienia wyświetlania można wybrać otwieranie aplikacji w trybie pełnoekranowym. Ustawienia aktualizacji - pozwala na włączenie lub wyłączenie opcji automatycznego sprawdzania nowej wersji oprogramowania Sonel Analiza oraz oprogramowania wewnętrznego analizatora (ang. firmware). Po zaznaczeniu, przy każdym uruchomieniu aplikacji będzie ona się łączyła z serwerem producenta i sprawdzała dostępność nowych wersji. Użytkownik zostanie o tym poinformowany odpowiednim komunikatem, a następnie może zdecydować o pobraniu i zainstalowaniu aktualizacji Ustawienia analizatora W panelu po lewej dostępne są opcje: Ustawienia domyślne analizatora - Opcja ta pozwala na określenie domyślnej konfiguracji dla konkretnego modelu analizatora po uruchomieniu aplikacji. Zaznaczeniu Z pliku powoduje, że aplikacja będzie domyślną konfigurację wczytywać z zapisanego pliku o rozszerzeniu *.settings. Jeżeli użytkownik nie wskazał własnego pliku konfiguracyjnego w polu Ścieżka, to aplikacja będzie korzystała z pliku domyślnego, standardowo zapisywanego w katalogu insta- 83

84 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 lacyjnym. Brak zaznaczenia opcji Z pliku powoduje, że program będzie korzystał z konfiguracji wbudowanej (fabrycznej). Ustawienia domyślne normy w tym miejscu konfiguruje się konkretne profile normy EN i jej wariantów. W rozwijanym drzewku znajdują się wszystkie zdefiniowane fabrycznie profile, które są dostępne na rozwijanej liście podczas konfigurowania pomiaru wg EN (zobacz pkt ). Przygotowano trzy polskie warianty normy są to w zasadzie profile wynikające wprost z Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Profile te nazwano: o Niskie napięcia - kryteria jak w Tab. 2 o Średnie napięcia - kryteria jak w Tab. 3 o Wysokie napięcia - kryteria jak w Tab. 3 Profil Niskie napięcia dedykowany jest odbiorcom przyłączonym bezpośrednio do sieci o napięciu niższym niż 1kV, profil Średnie napięcia dla odbiorców przyłączonych do sieci o napięciu wyższym niż 1kV i mniejszym niż 110kV, a profil Wysokie napięcia dla odbiorców przyłączonych do sieci powyżej 110kV. Domyślne profile Niskie napięcia i Średnie napięcia mają identyczne kryteria. Rozwijając drzewko konkretnego profilu można przejrzeć i ewentualnie zmienić domyślne kryteria: o karta Podstawowe zawiera kryteria jakościowe dla częstotliwości, powolnych zmian napięcia, asymetrii i migotania światła, o karta Harmoniczne zawiera kryteria związane z THD w napięciu i harmonicznymi napięcia, o karta Zdarzenia zawiera kryteria dla zdarzeń w napięciu: zaników, zapadów i przepięć. Podstawowe Na karcie tej można ustawić kryteria pomiaru dla: Częstotliwości tolerancje definiujące dopuszczalne odchyłki, jako procent wartości nominalnej częstotliwości oraz limit czasu pomiaru dla pierwszej tolerancji (np. 99,5% tygodnia i ±1% f n), Powolnych zmian napięcia czyli wartości skutecznej napięcia; dwie tolerancje definiujące dopuszczalne odchyłki, jako procent wartości nominalnej napięcia oraz limit czasu pomiaru dla pierwszej tolerancji (np. 95% tygodnia i ±10% U n), Współczynnika asymetrii napięcia limit czasu pomiaru dla podanego progu, Długookresowego wskaźnika migotania światła P lt limit czasu pomiaru i próg. 84

85 5 Inne opcje programu Rys. 64. Rejestracja wg normy - ustawienia podstawowe. Harmoniczne Wygląd ekranu przedstawia Rys. 65. Można tutaj ustawić limity dla współczynnika zawartości harmonicznych THD oraz graniczne poziomy poszczególnych harmonicznych. Ustawienia limitów poszczególnych harmonicznych można dokonać na dwa sposoby: wypełniając tabelę pod wykresem lub bezpośrednio na wykresie. Wypełniając tabelę, po zatwierdzeniu wartości, na wykresie powyżej następuje jej wizualizacja. Aby zmienić limit na wykresie należy kliknąć dwukrotnie na wybranej harmonicznej a następnie przytrzymując lewy klawisz myszki ustawić żądany poziom. Dodatkowo po wybraniu harmonicznej można również użyć następujących klawiszy: SPACJA wejście w edycję zaznaczonej harmonicznej, ENTER zatwierdzenie wartości, TAB zatwierdzenie wartości i przejście do następnej harmonicznej, Strzałki GÓRA i DÓŁ zmieniają wartość limitu, Strzałki LEWO i PRAWO wybór poprzedniej lub następnej harmonicznej, HOME i END przeskok między pierwszą i ostatnią harmoniczną. Uwaga Poziom THD i harmonicznych odniesiony jest do składowej podstawowej. Współczynnik THD przy rejestracji wg EN jest liczony zawsze na podstawie pierwszych 40-harmonicznych. 85

86 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 65. Rejestracja wg EN ustawienia harmonicznych. Zdarzenia Na Rys. 66 pokazany jest ekran ustawień zdarzeń dla rejestracji wg normy EN Można tu ustawić: progi detekcji przepięć, zapadów i przerw napięcia. Progi te są wyrażone jako procent wartości nominalnej napięcia, który należy dodać do wartości nominalnej. Przykładowo, tolerancja przepięcia, która wynosi +10% U n oznacza, że dla napięcia U n=230v, próg przepięcia wynosi U przepięcie= V = 253V. Tolerancja przerwy ustawiona na -95% U n, oznacza wykrycie zdarzenia przerwy przy napięciu równym lub mniejszym od U przerwa = ,7V = 2,3V. Próg przerwy krótkotrwałej/długotrwałej. Wartość ta jest wykorzystywana przy klasyfikowaniu zdarzeń przerw w zasilaniu. Uwagi Zapad napięcia nie może być ustawiony niżej od przerwy. Wartość nominalna napięcia pobierana jest z ustawień głównych punktu pomiarowego (Wartości nominalne sieci) 86

87 5 Inne opcje programu Rys. 66. Rejestracja wg EN ustawienia zdarzeń. Należy pamiętać, że kryteria ustalone w profilach EN służą jedynie do analizy statystycznej i generacji raportu EN na podstawie wcześniej zmierzonych przez analizator parametrów sieci. Ustawienia progów, wartości procentowych tygodnia, itd. nie są na żadnym etapie przesyłane do analizatora (są tylko przechowywane w ustawieniach programu). Wybór profilu EN przy konfigurowaniu analizatora jest wymagany, aby przy analizie program pobrał z bazy profili ustalone dla niego kryteria jakościowe. Pewne profile mają dodatkowo pewne specyficzne właściwości, np. profile polskie odblokowują pomiar 15-minutowych wartości średnich mocy i tgϕ, które dla pozostałych profili nie występują Odczyty bieżące Ta część ustawień (Rys. 67) umożliwia określenie kolorystyki elementów i ustawień w trybie odczytów bieżących. Całość podzielono na karty Oscylogramy, Wykresy czasowe, Pomiary, Wykres wskazowy, Harmoniczne, Interharmoniczne (nieaktywne dla PQM-700). Na kartach ustawienia zwykle zawierają grupy: Aktywność wyłączenie danej fazy z podglądu lub wybór fazy aktywnej po włączeniu ekranu, np. w przypadku ekranu harmonicznych, fazę wybiera się przyciskiem to ustawienie pozwala wybrać fazę aktywną po włączeniu ekranu harmonicznych. Widoczność pozwala na wybór, które kanały są widoczne domyślnie, Kolory w tej części można ustalić kolorystykę poszczególnych faz/kanałów/parametrów. 87

88 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 67. Ustawienia trybu odczytów bieżących Ustawienia kolorów Część ta umożliwia zmianę kolorów poszczególnych elementów aplikacji. Podzielono ją na następujące karty (Rys. 68): Kolory wykresu podzielone na poszczególne parametry i fazy, Kolory ogólne, Kolory pomiarów, Kolory zdarzeń Analiza danych W części tej zawarto karty: Wykluczone urządzenia - pozwala na wskazanie urządzeń (dysków), które mają być pomijane przy wyszukiwaniu podłączonych czytników z kartą SD z pomiarami (dotyczy analizatorów PQM-701), Ustawienia wykresów CBEMA umożliwia zmianę domyślnych kryteriów tworzenia wykresów CBEMA. Zmianę wprowadza się zmieniając na wykresie położenie węzłów. Ustawienia domyślne można przywrócić klikając przycisk Resetuj wykres. Ustawienia wykresów ANSI podobnie jak przy wykresach CBEMA - umożliwia zmianę domyślnych kryteriów tworzenia wykresów ANSI (Rys. 69). Zmianę wprowadza się zmieniając na wykresie położenie węzłów. Ustawienia domyślne można przywrócić klikając przycisk Resetuj wykres. Ustawienia czasu analizy umożliwia prowadzenie rejestracji wg czasu lokalnego lub czasu UTC (uniwersalny czas koordynowany). W rejestratorach PQM-701, PQM-701Z i PQM-Zr niezależnie od ustawienia jest czas lokalny. 88

89 5 Inne opcje programu Rys. 68. Konfiguracja programu - ustawienia kolorów. Rys. 69. Konfiguracja programu Ustawienia wykresu ANSI. 89

90 Instrukcja obsługi Sonel Analiza Ustawienia raportów Elementy tej części konfiguracji: Dodatkowe dane - w tej części można wypełnić dodatkowe pola wykorzystywane przy generowaniu raportów z pomiarów: Miejsce pomiaru, Pomiary wykonał, Przyczyna pomiaru, Uwagi oraz wskazać logo, które ma być dodawane do raportów. Ustawienia CSV pozwala na zmianę domyślnego sposobu generowania plików CSV: liczbę wierszy na pojedynczy plik, wybór znaku oddzielającego część całkowitą od ułamkowej (kropki lub przecinka), wybór znaku rozdzielającego poszczególne wartości i wybór ogranicznika pól tekstowych Ustawienia mediów (nie dotyczy PQM-700) Ustawienia mediów zawierają opcje: Aktywne media można aktywować skanowanie analizatorów połączonych łączem szeregowym (opcja Port szeregowy; dotyczy tylko PQM-701Zr), lub skanowanie analizatorów połączonych przez GSM (opcja TCP/IP przez GSM). Ustawienia portu szeregowego dotyczy jedynie PQM-701Zr. Więcej informacji o tej części można znaleźć w instrukcji obsługi PQM-701Zr. 5.4 Uaktualnianie programu i oprogramowania analizatora Oprogramowanie wewnętrzne analizatora (ang. firmware) oraz aplikację Sonel Analiza należy aktualizować regularnie, ponieważ aktualizacje poprawiają dostrzeżone błędy lub wprowadzają nowe funkcjonalności. Jeżeli aktualizowane jest oprogramowanie analizatora, należy sprawdzić, czy jest również dostępna nowa wersja programu Sonel Analiza (i odwrotnie) i jeżeli tak, również dokonać aktualizacji Automatyczna aktualizacja oprogramowania Przy każdym uruchomieniu programu, jest sprawdzana dostępność nowej wersji na serwerze. Tę funkcję można włączyć lub wyłączyć w preferencjach programu (patrz pkt ). Jeżeli opcja jest wyłączona, aktualizację można przeprowadzić ręcznie po wybraniu z menu pozycji Pomoc Aktualizacja on-line. Do przeprowadzenia aktualizacji wymagane jest działające połączenie z siecią Internet. Jeśli program wykryje dostępną nowszą wersję oprogramowania Sonel Analiza użytkownik może zdecydować o aktualizacji aktualnego programu. Po pobraniu plików następuje instalacja nowej wersji i ponowne uruchomienie aplikacji. Program może również sprawdzić dostępność nowszej wersji oprogramowania analizatora (ang. firmware). Aktualizację firmware u można wykonać jedynie przy połączeniu analizatora przewodem USB. Jeśli jest dostępna nowa wersja, wyświetlana jest informacja o wersji oprogramowania i wprowadzonych zmianach. Po potwierdzeniu przez użytkownika następuje proces aktualizacji. Po jego zakończeniu analizator automatycznie się rozłącza a następnie restartuje. 90

91 6 Jakość zasilania przewodnik 6 Jakość zasilania przewodnik 6.1 Informacje podstawowe Metodyka przeprowadzania pomiarów w analizatorach jakości zasilania jest sprecyzowana w normie PN-EN :2009. Norma ta, wprowadzając ściśle określone algorytmy pomiarowe, uporządkowała rynek analizatorów, pozwalając na łatwiejsze ich porównanie oraz zgodność wyników pomiarów między analizatorami różnych producentów. Wcześniej przyrządy te posługiwały się różnymi algorytmami, stąd też wyniki pomiarów tego samego obiektu różnymi urządzeniami dawały często diametralnie inne wartości. Czynnikami, które spowodowały dość znaczący wzrost zainteresowania zagadnieniami związanymi z jakością zasilania były m.in. upowszechnienie się elektronicznych sterowników zasilania, przetwornic DC/DC i zasilaczy impulsowych, świetlówek energooszczędnych itp., czyli szeroko pojętej dziedziny konwersji energii elektrycznej. Wszystkie te urządzenia miały tendencję do znacznego odkształcania przebiegu prądu zasilania. Zasilacze impulsowe (stosowane powszechnie w zastosowaniach domowych i przemysłowych) zbudowane są często w ten sposób, że sieciowe napięcie zmienne jest prostowane i wygładzane przy użyciu kondensatorów, czyli zamieniane na napięcie stałe (DC), by następnie z dużą częstotliwością i sprawnością zostać przetworzone na napięcie wyjściowe o żądanej wartości. Takie rozwiązanie ma jednak niepożądany efekt uboczny. Doładowania kondensatorów wygładzających odbywają się krótkimi impulsami prądu w momentach, gdy napięcie sieciowe jest bliskie wartości szczytowej. Z bilansu mocy wynika, że jeśli prąd pobierany jest tylko w krótkich chwilach czasu musi mieć szczytową wartość dużo wyższą niż gdyby pobierany był w sposób ciągły. Duży stosunek wartości szczytowej prądu do wartości skutecznej (jest to tzw. współczynnik szczytu) oraz zmniejszenie współczynnika mocy (ang. Power Factor, PF) powodują, że aby uzyskać pewną moc czynną w odbiorniku (w watach), wytwórca energii jest zmuszony dostarczyć moc wyższą niż moc czynna odbiornika (jest to tzw. moc pozorna, wyrażoną w wolt-amperach, VA). Mały współczynnik mocy powoduje większe obciążenie kabli przesyłowych i większe koszty transportu energii elektrycznej. Pojawiające się przy tym składowe harmoniczne w prądzie zasilania, są powodem dodatkowych problemów. W efekcie wytwórcy zaczęli nakładać kary finansowe na odbiorców, którzy nie zapewniali wystarczająco wysokiego współczynnika mocy. Potencjalnymi zainteresowanymi analizatorami jakości energii mogą być z jednej strony zakłady energetyczne, które mogą przy ich pomocy kontrolować swoich odbiorców, a z drugiej strony odbiorcy energii, którzy takim przyrządem mogą wykryć i próbować zaradzić sytuacji niskiego współczynnika mocy i innym problemom związanym z bardzo szerokim zagadnieniem jakości energii. Parametry jakościowe źródła zasilania, a także właściwości energetyczne odbiorników są opisywane wieloma różnymi wielkościami i wskaźnikami. Opracowanie to może rzucić na ten obszar nieco światła. Jak wcześniej wspomniano, brak standaryzacji metod pomiarowych, powodował znaczne różnice w obliczanych wartościach poszczególnych parametrów sieci przez różne przyrządy. Powstała staraniami wielu inżynierów norma PN-EN była pierwszym takim dokumentem, w którym podano bardzo precyzyjne metody, zależności matematyczne i wymagane dokładności pomiarów analizatorów energii elektrycznej. Zgodność z normą (a w szczególności z klasą A) miało w zamyśle dać gwarancję powtarzalnych i niemal identycznych wyników pomiarów tych samych wielkości mierzonych przyrządami różnych producentów. 6.2 Wejścia napięciowe Budowę bloku wejść napięciowych schematycznie pokazano na Rys. 71 (PQM-700 nie posiada wejścia PE). Trzy wejścia fazowe L1, L2, L3 oraz przewód ochronny PE mają wspólną linię odniesienia, którą jest przewód N (neutralny). Taka konfiguracja wejść pozwala zmniejszyć liczbę przewodów potrzebnych do podłączenia analizatora w najbardziej rozbudowanej opcji z ośmiu do pięciu. Osiem przewodów można spotkać w analizatorach z czterema niezależnymi kanałami róż- 91

92 nicowymi, w praktyce jednak okazuje się, że rozwiązanie 5- przewodowe w niczym nie ustępuje rozwiązaniom 8- przewodowym i jest możliwe podłączenie do większości typów eksploatowanych sieci i układów odbiornika. Rozwiązanie 5- przewodowe upraszcza znacznie podłączenie do badanego obiektu i zmniejsza prawdopodobieństwo pomyłki. Rys. 70 pokazuje również, że obwód zasilania analizatora jest niezależny od obwodów pomiarowych (wyjątek stanowi PQM-701, w którym zasilacz podłączony jest do zacisków L1 i N). Zasilacz PQM-701Z(r), PQM-702 ma nominalny zakres napięć wejściowych V AC i posiada oddzielne zaciski. Zasilacz PQM-700 ma nominalny zakres napięć wejściowych V AC Analizator PQM-702 posiada dwa podzakresy napięciowe: zakres niskonapięciowy, o napięciu szczytowym 450V pp (bez obcinania), włączany jest przy napięciach nominalnych sieci w zakresie 64V..127V i przy konfiguracjach z przekładnikami napięciowymi; zakres ten jest również zawsze wybierany dla kanału U N-PE, zakres wysokonapięciowy, o napięciu szczytowym Rys. 71. Cęgi twarde z 92 wyjściem napięciowym Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 70. Wejścia napięciowe i zasilacz 1500V pp (bez obcinania), włączany jest przy napięciach nominalnych sieci od 220V i więcej (bez przekładników napięciowych). Zastosowanie dwóch zakresów napięciowych pozwala na zachowanie deklarowanej dokładności pomiaru zgodnej z klasą A normy PN-EN dla wszystkich nominalnych napięć sieci. Analizatory PQM-700 i PQM-701(Zr) posiadają jeden zakres napięciowy, o napięciu szczytowym 1150V pp (bez obcinania). 6.3 Wejścia prądowe Analizator posiada cztery niezależne wejścia prądowe o identycznych parametrach. Do każdego z nich można przyłączyć cęgi prądowe twarde o wyjściu napięciowym w standardzie 1V, lub cęgi giętkie F-1, F-2 i F-3. Typową sytuacją jest wykorzystanie cęgów giętkich wraz z wbudowanym elektronicznym integratorem. Jednak dla odróżnienia PQM-70X pozwala na bezpośrednie podłączenie do wejścia kanału prądowego samej cewki Rogowskiego, a integracja sygnału jest wykonywana drogą cyfrową Cęgi twarde (CT) do pomiaru prądów zmiennych (AC) Cęgi twarde typu CT (ang. Current Transformer Clamps) to po prostu transformator przetwarzający duży prąd uzwojenia pierwotnego na mniejszy w uzwojeniu wtórnym. Szczęki typowych cęgów prądowych zbudowane są z materiału o właściwościach ferromagnetycznych (np. żelaza) z nawiniętym wokół nich uzwojeniem wtórnym. Uzwojenie pierwotne stanowi przewód, wokół którego zaciskane są szczęki cęgów, czyli najczęściej jeden pojedynczy zwój. Jeśli teraz przez badany przewód płynie prąd 1000 amperów, w uzwojeniu wtórnym o 1000 zwojach popłynie prąd 1A (jeśli tylko obwód jest zamknięty). W cęgach z wyjściem napięciowym rezystor bocznikujący jest umieszczony w samych cęgach. Tego typu transformator prądowy ma kilka charakterystycznych cech. Można nim mierzyć bardzo duże prądy, jednocześnie pobiera niewiele mocy. Prąd magnesujący jest przyczyną pewnego przesunięcia fazy (dziesiąte części stopnia), co może

93 6 Jakość zasilania przewodnik wprowadzić pewien błąd pomiaru mocy (szczególnie przy małym współczynniku mocy). Wadą tego typu cęgów jest również zjawisko nasycania rdzenia przy pomiarach bardzo dużych prądów (powyżej zakresu nominalnego). Nasycenie rdzenia na skutek zjawiska histerezy magnesowania prowadzi do pojawienia się dużych błędów pomiarowych, które mogą być wyeliminowane jedynie przez jego rozmagnesowanie. Również w sytuacji, gdy mierzony prąd zawiera znaczną składową stałą (DC), rdzeń ulega nasyceniu. Niezaprzeczalną wadą cęgów twardych jest również spora waga. Mimo wymienionych wad cęgi typu CT są obecnie chyba najbardziej rozpowszechnioną nieinwazyjną metodą pomiaru prądów zmiennych (AC) Cęgi do pomiaru prądów zmiennych i stałych (AC/DC) W pewnych sytuacjach konieczny jest pomiar składowej stałej prądu. Do tego celu muszą być użyte cęgi o innej zasadzie działania niż tradycyjny transformator prądowy. Cęgi takie wykorzystują zjawisko fizyczne zwane efektem Halla i zawierają w swojej konstrukcji czujnik Halla (tzw. hallotron). W skrócie efekt ten polega na wystąpieniu napięcia elektrycznego na ściankach przewodnika, przez który płynie prąd elektryczny i dodatkowo znajduje się w polu magnetycznym o kierunku poprzecznym do wektora indukcji tego pola. Cęgi prądowe wykorzystujące to zjawisko mogą mierzyć zarówno składową przemienną prądu jak i stałą. Przewodnik z prądem umieszczony wewnątrz cęgów wytwarza pole magnetyczne, które jest koncentrowane w żelaznym rdzeniu. W szczelinie tego rdzenia, w miejscu gdzie obie części szczęk się łączą, umieszczony jest półprzewodnikowy czujnik Halla, a napięcie wyjściowe tego czujnika jest wzmacniane przez zasilany bateryjnie układ elektroniczny. Cęgi tego typu zwykle posiadają pokrętło regulacji zera prądu. Aby je przeprowadzić należy zamknąć szczęki (bez żadnego przewodnika wewnątrz) i regulować pokrętłem aż do uzyskania zerowego wskazania prądu stałego. Cęgami tego typu oferowanymi obecnie przez Sonel S.A. są cęgi C-5 o zakresie nominalnym 1000A AC / 1400A DC. Cęgi te mają wyjście napięciowe i dla prądu nominalnego 1000A dają na nim napięcie 1V (1mV/A) Cęgi elastyczne (giętkie) Cęgi elastyczne (ang. Flexible Current Probes) działają na zupełnie innej zasadzie fizycznej niż transformator prądowy. Ich najważniejszą częścią jest tzw. cewka Rogowskiego, nazwana imieniem niemieckiego fizyka Waltera Rogowskiego. Cewka ta jest cewką powietrzną owiniętą wokół przewodnika z prądem. Specjalna konstrukcja cewki pozwala na wyprowadzenie obu jej końców z jednej strony, w ten sposób umożliwiając łatwe założenie cęgów wokół przewodnika (koniec powrotny jest umieszczony wewnątrz cewki na całej jej długości). Prąd płynący przez mierzony przewodnik wytwarza centryczne linie pola magnetycznego, które wykorzystując zjawisko indukcji własnej indukują siłę elektromotoryczną na końcach cewki. Jednak napięcie to jest proporcjonalne do szybkości zmian prądu w przewodniku, a nie do samego prądu. Cewka Rogowskiego ma kilka niezaprzeczalnych zalet w porównaniu z transformatorami prądowymi. Ponieważ nie posiada rdzenia nie dotyczy jej zjawisko jego nasycania; tym samym ma znakomite predyspozycje do pomiarów dużych prądów. Cewka taka ma również znakomitą liniowość i duże pasmo przenoszenia, dużo większe niż transformatorów prądowych, a w porównaniu z nimi ma również dużo Rys. 72. Cewka Rogowskiego niższą masę. 93

94 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Jednak do niedawna cęgi elastyczne miały problem z szerszą ekspansją w dziedzinie pomiaru prądu. Istnieją bowiem pewne czynniki, które utrudniają praktyczną implementację układu pomiarowego z cewką Rogowskiego. Jednym z nich jest bardzo niski poziom napięcia, które indukuje się na zaciskach (zależy ono od wymiarów geometrycznych cewki). Dla przykładu napięcie wyjściowe dla częstotliwości 50Hz cęgów elastycznych serii F wynosi ok. 45µV/A. Tak niskie poziomy napięć wymagają użycia precyzyjnych i niskoszumnych wzmacniaczy, które oczywiście powodują wzrost kosztów. Ponieważ napięcie wyjściowe jest proporcjonalne do pochodnej prądu, konieczne jest zastosowanie układu całkującego; powszechnie sprzedaje się cęgi elastyczne składające się z cewki Rogowskiego z dołączonym układem analogowego integratora (charakterystyczny moduł zasilany bateryjnie). Na wyjściu integratora dostępny jest już sygnał napięciowy proporcjonalny do mierzonego prądu i dodatkowo odpowiednio wyskalowany (np. 1mV/A). Kolejny problem, który towarzyszy cewce Rogowskiego, to wrażliwość na zewnętrzne pola magnetyczne. Idealna cewka powinna być wrażliwa jedynie na pole zamknięte obszarem cewki i zupełnie tłumić zewnętrzne pola magnetyczne. Okazuje się to jednak bardzo trudnym zadaniem. Jedynym sposobem na uzyskanie takich właściwości jest bardzo precyzyjne wykonanie cewki, z doskonale jednorodnymi uzwojeniami i jak najniższą impedancją. Właśnie duża precyzja nawinięcia cewki jest odpowiedzialna za stosunkowo wysoką cenę takich cęgów Cyfrowy integrator W analizatorach PQM-70X zastosowano rozwiązanie z cyfrową integracją sygnału pochodzącego wprost z cewki Rogowskiego. Takie podejście pozwoliło na wyeliminowanie problemów analogowych integratorów związanych z koniecznością zapewnienia deklarowanej dokładności w okresie długoterminowym i w trudnym środowisku pomiarowym. Analogowe integratory muszą zawierać również układy zabezpieczające przez nasyceniem wyjścia w przypadku obecności na wejściu napięcia stałego. Idealny integrator ma nieskończone wzmocnienie dla sygnałów stałych, które opada z szybkością 20dB/dekadę częstotliwości. Przesunięcie fazy jest stałe w całym zakresie częstotliwości i wynosi -90. Teoretycznie nieskończone wzmocnienie dla sygnału stałego, jeśli pojawi się na wejściu integratora, powoduje nasycenie jego wyjścia blisko napięcia zasilania i uniemożliwia dalszą jego pracę. W praktycznych układach wprowadza się więc rozwiązanie ograniczające wzmocnienie dla DC do jakiejś ustalonej wartości, a dodatkowo okresowe zerowanie wyjścia. Istnieją również techniki aktywnego kasowania napięcia stałego, polegające na jego pomiarze i podawaniu z powrotem na wejście, ale ze znakiem przeciwnym, efektywnie je kasując. W terminologii angielskiej przyjęło się określenie leaky integrator oznaczające tyle co integrator z upływem. Analogowy leaky integrator to po prostu integrator z kondensatorem zbocznikowanym rezystorem o dużej wartości. Taki układ staje się wówczas tożsamy z filtrem dolnoprzepustowym o bardzo niskiej częstotliwości przepuszczania. Cyfrowa implementacja integratora zapewnia doskonałe parametry długoterminowe cała procedura wykonywana jest drogą obliczeniową, nie ma tutaj mowy o efektach starzenia elementów, dryftach itp. Jednak tak samo jak wersja analogowa także i tutaj może wystąpić problem nasycenia i bez odpowiedniego przeciwdziałania może uczynić cyfrową integrację bezużyteczną. Należy pamiętać, że zarówno wzmacniacze wejściowe i przetwornik analogowo-cyfrowy posiadają pewien skończony i niepożądany offset, który musi być usunięty przed procesem integracji. W oprogramowanie analizatorów PQM-70X zawarto filtr cyfrowy, którego zadaniem jest całkowite usunięcie składowej stałej napięcia. Odfiltrowany sygnał jest poddawany cyfrowej integracji. Wynikowa charakterystyka fazowa ma doskonałe właściwości a przesunięcie fazy dla najbardziej krytycznych częstotliwości 50 i 60Hz jest minimalne. Zapewnienie jak najmniejszego przesunięcia fazy między sygnałami prądu i napięcia jest niezwykle istotne dla uzyskania małych błędów pomiarowych mocy. Można pokazać, że przybliżony błąd pomiaru mocy da się wyrazić zależnością 1 : 1 Current sensing for energy metering, William Koon, Analog Devices, Inc. 94

95 6 Jakość zasilania przewodnik Błąd pomiaru mocy błąd fazy (w radianach) tan(φ) 100 % gdzie tan(φ) to tangens kąta między prądem a napięciem ich składowych podstawowych. Z powyższego wzoru można wyciągnąć wniosek, że błędy pomiarowe wzrastają wraz z malejącym współczynnikiem przesunięcia fazowego; dla przykładu przy błędzie fazy tylko 0,1 i cosφ=0,5 błąd wynosi 0,3%. Tak czy inaczej, aby pomiary mocy były precyzyjne, zgodność faz torów napięciowych i prądowych musi być jak najlepsza. 6.4 Próbkowanie sygnału Sygnał jest próbkowany jednocześnie we wszystkich ośmiu kanałach z częstotliwością zsynchronizowaną z częstotliwością napięcia zasilającego kanału referencyjnego. Częstotliwość ta wynosi 10,24kHz dla częstotliwości 50Hz i 60Hz. Pojedynczy okres zawiera więc 204,8 próbek dla częstotliwości 50Hz i 170,67 dla 60Hz. Zastosowano 16-bitowy przetwornik analogowo-cyfrowy, zapewniający 64-krotne nadpróbkowanie. 3-decybelowe analogowe tłumienie torów ustalono dla częstotliwości ok. 20kHz, natomiast błąd amplitudy dla maksymalnej częstotliwości użytecznej równej 3kHz (czyli częstotliwości 50-tej harmonicznej dla sieci 60Hz) wynosi ok. 0,1dB. Przesunięcie fazy dla tej samej częstotliwości jest mniejsze niż 15. Tłumienie w paśmie zaporowym wynosi więcej niż 75dB. Należy zwrócić uwagę, że dla poprawnych pomiarów przesunięcia fazowego między harmonicznymi napięcia względem harmonicznych prądu oraz mocy tych harmonicznych nie jest istotne bezwzględne przesunięcie fazy względem częstotliwości podstawowej, ale zgodność charakterystyk fazowych torów napięciowych z prądowymi. Największy błąd różnicy fazy wynosi dla f = 3kHz maks. 15. Błąd ten maleje wraz ze zmniejszaniem interesującej nas częstotliwości. Przy szacowaniu błędów pomiaru mocy harmonicznych należy również uwzględnić błąd dodatkowy wprowadzany przez użyte cęgi prądowe i przekładniki. 6.5 Synchronizacja PLL Synchronizację częstotliwości próbkowania zrealizowano w sposób sprzętowy. Sygnał napięciowy po przejściu przez obwody wejściowe jest kierowany na filtr pasmowo przepustowy, którego zadaniem jest zmniejszenie poziomu harmonicznych i przepuszczenie jedynie składowej podstawowej napięcia. Następnie sygnał ten jest kierowany do obwodów pętli fazowej jako sygnał odniesienia. Układ PLL generuje częstotliwość będącą wielokrotnością tej częstotliwości odniesienia potrzebną do taktowania przetwornika analogowo-cyfrowego. Konieczność stosowania układu pętli fazowej wynika bezpośrednio z wymogów normy PN-EN , opisującej metodykę i dopuszczalne błędy przy pomiarach składowych harmonicznych. Norma ta wymaga, aby okno pomiarowe, będące podstawą dla pojedynczego pomiaru i oceny zawartości harmonicznych było równe czasowi trwania 10 okresów sieci energetycznej w instalacjach 50Hz oraz 12 okresów dla 60Hz. W obu przypadkach odpowiada to czasowi około 200ms. Ponieważ częstotliwość sieci zasilającej może podlegać okresowym zmianom i fluktuacjom, czas trwania okna może nie być równy dokładnie 200ms i np. dla częstotliwości sieci 51Hz wyniesie on już ok. 196ms. Norma zaleca również, aby dane przed przeprowadzeniem transformaty Fouriera (w celu wyodrębnienia składowych widmowych) nie były poddawane operacji okienkowania. Brak synchronizacji częstotliwości i dopuszczenie do sytuacji, w której transformacie FFT zostałyby poddane próbki niecałkowitej liczby okresów, mogą doprowadzić do zjawiska przecieku widma. Zjawisko to powoduje, że prążek harmonicznej rozmywany jest również na kilka sąsiednich prążków interharmonicznych, co może doprowadzić do utraty informacji o rzeczywistym poziomie i mocy badanego prążka. Dopuszczono możliwość użycia okna ważącego Hanna, które zmniejsza niekorzystne efekty przecieku widma, lecz ogranicza się to tylko do sytuacji, w których pętla PLL utraciła synchronizację. Norma PN-EN precyzuje również wymaganą dokładność bloku synchronizacji. Uję- 95

96 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 to to w następujący sposób: czas pomiędzy zboczem narastającym pierwszego impulsu próbkującego a (M+1)-tego impulsu (gdzie M jest liczbą próbek w oknie pomiarowym) powinien być równy czasowi trwania wskazanej liczby okresów w oknie pomiarowym (10 lub 12) z maksymalnym dopuszczalnym błędem ±0,03%. Aby wytłumaczyć to w prostszy sposób rozpatrzmy następujący przykład. Przyjmując częstotliwość sieci 50Hz, okno pomiarowe trwa dokładnie 200ms. Jeśli pierwszy impuls próbkujący wystąpi dokładnie w chwili t = 0, to pierwszy impuls próbkujący kolejnego okna pomiarowego powinien wystąpić w chwili t = 200±0,06ms. Owe ± 60µs to dopuszczalna odchyłka zbocza próbkującego. Norma definiuje również zalecany minimalny zakres częstotliwości, przy których podana wyżej dokładność układu synchronizacji powinna być zachowana i określa ją na ±5% częstotliwości nominalnej, czyli 47,5 52,5Hz i 57 63Hz odpowiednio dla sieci 50Hz i 60Hz. Osobną kwestią jest przedział wartości napięcia wejściowego, dla którego układ PLL będzie poprawnie pracował. Norma nie podaje tutaj żadnych konkretnych wskazówek ani wymagań. Natomiast norma określa przedział wartości napięcia zasilającego, w którym parametry metrologiczne nie mogą ulec pogorszeniu i dla klasy A określa go na 10%...150%U din. Analizatory PQM-70X spełniają wymagania podane wyżej odnoszące się do działania układu PLL również dla najniższego obsługiwanego napięcia nominalnego, np. dla PQM-702 U nom=64v, czyli aż do ok. 6 V. 6.6 Migotanie światła (Flicker) Angielskie słowo flicker oznacza migotanie. W odniesieniu do zagadnień związanych z jakością energii oznacza zjawisko okresowej zmiany natężenia światła na skutek zmian napięcia zasilającego żarówki oświetleniowe. Funkcja pomiaru tego migotania pojawiła się w analizatorach jakości energii, gdy okazało się, że zjawisko to powoduje pogorszenie samopoczucia, irytację, czasem bóle głowy itp. Drgania natężenia światła muszą mieć dość określoną częstotliwość, nie mogą być zbyt wolne, gdyż wtedy ludzka źrenica potrafi się adoptować do zmiany oświetlenia, ani nie mogą być zbyt szybkie, gdyż bezwładność włókna żarowego niweluje te zmiany niemal całkowicie. Badania wykazały, że maksimum uciążliwości występuje dla częstotliwości ok. 9 zmian na sekundę. Najbardziej wrażliwymi źródłami oświetlenia okazały się tradycyjne żarówki z włóknem wolframowym. Żarówki halogenowe, których włókna mają dużą wyższą temperaturę od tych ostatnich mają też dużo większą bezwładność, która zmniejsza postrzegane przez człowieka zmiany jasności. Najlepszą odpornością na migotanie charakteryzują się lampy fluorescencyjne, których pewne specyficzne właściwości stabilizują prąd płynący przez lampę przy zmianach napięcia, a tym samym zmniejszają też wahania mocy świecenia. Flicker mierzy się w tzw. jednostkach postrzegania i wyróżniono dwa ich rodzaje: krótkookresowy P st (ang. short term), którego wartość wyznacza się raz na 10 minut oraz długookresowy P lt (ang. long term), którego wartość wylicza się na podstawie kolejnych 12 wartości P st, czyli co 2 godziny. Długi czas pomiaru wynika wprost z wolnozmiennego charakteru zjawiska aby zebrać wiarygodną próbkę danych pomiar musi być długi. P st równy 1 jest uznawany za wartość, która jest na granicy irytacji oczywiście wrażliwość na migotanie jest różna u różnych osób; przyjęcie tego progu wynika z testów przeprowadzonych na pewnej reprezentatywnej grupie osób. A co jest powodem powstawania zjawiska migotania światła? Najczęściej źródłem są spadki napięcia na skutek przyłączania i odłączania obciążeń o dużej mocy i pewien poziom migotania jest obecny w większości sieci zasilających. Pomijając opisany wcześniej niekorzystny wpływ na ludzi nie musi i zwykle nie jest symptomem niedomagania naszej instalacji. Ale jeśli w sieci obserwuje się dość nagły i niewytłumaczalny wzrost poziomu migotania światła (czyli wzrost wartości współczynników P st i P lt) nie należy w żadnym wypadku tego zignorować. Może się bowiem okazać, że migotanie powstaje na skutek niepewnych połączeń w instalacji zwiększone spadki napięcia na połączeniach w tablicy rozdzielczej (dla przykładu) spowodują większe wahania napięcia na odbiornikach takich jak żarówki. Spadki na połączeniach jednocześnie skutkują ich nagrzewaniem, a w końcu iskrzeniem i ewentualnym pożarem. Okresowe badania sieci i opisane symptomy mogą zwrócić naszą uwagę i znaleźć źródło zagrożenia. 96

97 6 Jakość zasilania przewodnik 6.7 Pomiar mocy Moc jest jednym z najważniejszych parametrów określających właściwości energetyczne obwodów elektrycznych. Podstawową wielkością będąca podstawą rozliczeń finansowych między dostawcą a odbiorcą jest energia elektryczna równoważna iloczynowi mocy i czasu. W elektrotechnice spotykamy się z kilkoma różnymi odmianami mocy: moc czynna (ang. Active Power) oznaczana literą P i mierzoną w watach, moc bierna (ang. Reactive Power) oznaczana Q, jednostka var, moc pozorna (ang. Apparent Power) S, jednostka VA. Te wymienione wyżej trzy rodzaje mocy są najbardziej znanymi, ale nie oznacza to, że lista mocy tutaj się kończy. W szkołach uczy się, że powyższe moce tworzą tzw. trójkąt mocy, którego właściwości wyraża równanie: P 2 + Q 2 = S 2 Równanie to jest jednak poprawne tylko dla układów z sinusoidalnymi przebiegami prądów i napięć. Przed przejściem do bardziej szczegółowego omówienia zagadnień związanych z pomiarami mocy, należy najpierw zdefiniować poszczególne moce Moc czynna Moc czynna P jest wielkością o ścisłym znaczeniu fizycznym i wyraża ona zdolność układu do wykonania określonej pracy. Jest to moc najbardziej pożądana przez odbiorców energii i to właśnie za dostarczoną moc czynną w okresie rozliczeniowym odbiorca płaci dostawcy energii (osobno omówiono problem opłat za dodatkową moc bierną patrz poniżej). To właśnie moc czynna (a w konsekwencji energia czynna) jest mierzona przez liczniki energii elektrycznej w każdym gospodarstwie domowym. Podstawowy wzór na obliczanie mocy czynnej jest następujący: t+t P = 1 u(t)i(t)dt T t gdzie: u(t) - chwilowa wartość napięcia, i(t) - chwilową wartość prądu, T - okres za jaki liczymy moc. W układach sinusoidalnych możemy wyliczyć moc czynną jako: P = UIcosφ gdzie: U jest wartością skuteczną napięcia, I wartością skuteczną prądu a ϕ jest kątem przesunięcia fazowego między napięciem i prądem. Moc czynna liczona jest przez analizatory PQM-70X bezpośrednio z wzoru całkowego, wykorzystując spróbkowane przebiegi napięcia i prądu: P = 1 M U ii i gdzie M jest liczbą próbek w oknie pomiarowym 10/12-okresowym i wynosi 2048, U i i I i są kolejnymi próbkami napięcia i prądu. M i=1 97

98 Instrukcja obsługi Sonel Analiza Moc bierna Najbardziej znany wzór na moc bierną poprawny jest również jedynie dla jednofazowych obwodów z sinusoidalnymi przebiegami napięcia i prądu: Q = UIsinφ Interpretacja tej mocy w takich układach jest następująca: jest to amplituda składowej przemiennej mocy chwilowej na zaciskach źródła. Istnienie pewnej niezerowej wartości tej mocy ma świadczyć o dwukierunkowym i oscylacyjnym przepływie energii między źródłem a odbiornikiem. Wyobraźmy sobie układ jednofazowy z sinusoidalnym źródłem napięcia, którego obciążeniem jest dwójnik RC. Ponieważ w takich warunkach elementy te zachowują się liniowo, przebieg prądu źródła będzie miał charakter sinusoidalny, ale ze względu na właściwości kondensatora będzie on przesunięty względem napięcia źródła. W takim obwodzie moc bierna Q będzie niezerowa i może być interpretowana jako amplituda oscylacji energii, która jest na przemian gromadzona w kondensatorze i oddawana do źródła. Moc czynna kondensatora jest równa zeru. Jednak jak się okazuje zjawisko oscylacji energii wydaje się tylko skutkiem i to występującym w szczególnych przypadkach obwodów z sinusoidalnym przebiegiem prądu i napięcia, a nie przyczyną powstawania mocy biernej. Badania prowadzone w tej dziedzinie pokazują, że moc bierna występuje również w obwodach, w których nie występują żadne oscylacje energii. Jest to stwierdzenie, które może zdziwić wielu inżynierów. W nowych publikacjach dotyczących teorii mocy, jako jedyne zjawisko fizyczne, które zawsze towarzyszy występowaniu mocy biernej, wymienia się przesunięcie fazowe między prądem a napięciem. Podany wyżej wzór na obliczanie mocy biernej jest słuszny jedynie dla jednofazowych obwodów sinusoidalnych. Rodzi się zatem pytanie: jak wylicza się moc bierną w układach niesinusoidalnych? Pytanie to otwiera przysłowiową puszkę Pandory środowiska elektrotechnicznego. Okazuje się, że definicja mocy biernej w rzeczywistych układach (a nie tylko tych wyidealizowanych), jest przedmiotem kontrowersji i aktualnie (w 2009 roku) nie ma jednej i ogólnie akceptowanej definicji mocy biernej w układach z niesinusoidalnymi przebiegami napięcia i prądu, nie wspominając tu nawet o niezrównoważonych obwodach trójfazowych. W standardzie IEEE (Międzynarodowej Organizacji Inżynierów Elektryków i Elektroników) o numerze (z roku 2000) dla obwodów niesinusoidalnych trójfazowych nie znajdziemy wzoru na całkowitą moc bierną jako trzy podstawowe moce wymieniono moc czynną, pozorną i uwaga nieaktywną oznaczaną literą N. Moc bierną ograniczono jedynie do składowej podstawowej prądu i napięcia i oznaczono Q 1. Wymieniony standard jest ostatnim tego typu dokumentem wydanym przez uznaną organizację, który miał uporządkować tematykę dotyczącą definicji mocy. Było to tym bardziej konieczne, że w środowisku naukowym od wielu już lat wzmagały się głosy, że dotychczas używane definicje mogą dawać błędne wyniki. Kontrowersje dotyczyły przede wszystkim definicji mocy biernej i pozornej (a także mocy odkształcenia, o czym za chwilę) w obwodach jedno- i trójfazowych z niesinusoidalnymi przebiegami napięć i prądów. W 1987 roku prof. L. Czarnecki dowiódł błędności szeroko rozpowszechnionej definicji mocy biernej wg Budeanu, czyli definicji, której po dziś dzień naucza się w wielu szkołach technicznych. Definicja ta została po raz pierwszy przedstawiona przez prof. Budeanu w 1927 roku i ma następującą postać: Q B = U n I n sin φ n n=0 gdzie U n i I n są harmonicznymi napięcia i prądu rzędu n, a ϕ n kątami między tymi składowymi. Ponieważ wprowadzenie tej wielkości sprawiło, że znane dotychczas równanie trójkąta mocy nie było spełnione dla obwodów z przebiegami niesinusoidalnymi, Budeanu wprowadził nową wielkość zwaną mocą odkształcenia: 98

99 6 Jakość zasilania przewodnik D B = S 2 P 2 + Q B 2 Moc odkształcenia miała reprezentować w układzie moce pojawiające się wskutek odkształceń przebiegów napięcia i prądu. Moc bierna była od lat kojarzona z oscylacjami energii między źródłem a obciążeniem. Widzimy na podstawie wzoru, że moc bierna wg definicji Budeanu jest sumą mocy biernych poszczególnych harmonicznych. Ze względu na czynnik sinϕ składowe te mogą być dodatnie lub ujemne w zależności od kąta między napięciem a prądem harmonicznej. Zatem jest możliwa sytuacja, kiedy całkowita moc bierna Q B będzie wynosiła zero przy niezerowych składowych harmonicznych. Obserwacja, że przy niezerowych składowych sumaryczna moc bierna według tej definicji może wynosić zero jest kluczem do głębszej analizy, która ostatecznie pozwoliła na udowodnienie, że wielkość Q B może dawać w pewnych sytuacjach zupełnie zaskakujące wyniki. Przeprowadzone badania poddają w wątpliwość powszechnie panujące przeświadczenie, iż istnieje jakikolwiek związek między oscylacjami energii a mocą bierną Budeanu Q B. Można podać przykłady obwodów, w których mimo istnienia oscylacyjnego charakteru przebiegu mocy chwilowej, moc bierna wg definicji Budeanu wynosi zero. Na przestrzeni lat naukowcy nie potrafili powiązać z mocą bierną według tej definicji żadnego zjawiska fizycznego. Wymienione wyżej wątpliwości co to poprawności tej definicji mocy, rzucają cień oczywiście na powiązaną z nią moc odkształcenia D B. Zaczęto szukać odpowiedzi na pytanie, czy moc odkształcenia D B rzeczywiście jest miarą odkształcenia przebiegów w obwodach niesinusoidalnych. Odkształceniem nazywamy sytuację, gdy przebieg napięcia nie daje się nałożyć na przebieg prądu przy wykorzystaniu dwóch operacji: zmieniając amplitudę i przesuwając w czasie. Innymi słowy, jeżeli jest spełniony następujący warunek: u(t) = Ai(t τ) to napięcie nie jest odkształcone względem prądu. W przypadku napięcia sinusoidalnego i obciążenia będącego dowolną kombinacją elementów RLC warunek ten jest zawsze spełniony (dla przebiegu sinusoidalnego elementy te zachowują liniowość). Jednak gdy napięcie jest odkształcone obciążenie RLC nie zapewnia już nieodkształcania prądu względem napięcia i nie stanowi już obciążenia liniowego konieczne jest spełnienie pewnych dodatkowych warunków (odpowiednio zmieniający się z częstotliwością moduł i faza impedancji obciążenia). A zatem czy rzeczywiście moc D B jest miarą tego odkształcenia? Niestety, okazało się w tym przypadku również, że teoria mocy wg Budeanu zawodzi. Zostało udowodnione, że moc odkształcenia może być równa zeru w sytuacji, gdy napięcie jest odkształcone względem przebiegu prądu, i odwrotnie, moc odkształcenia może być niezerowa przy zupełnym braku odkształceń. Praktyczny aspekt teorii mocy, dotyczący poprawy współczynnika mocy układów z mocą bierną, miał być tym czynnikiem, który najbardziej zyska na poprawnych definicjach mocy biernej. Próby kompensacji opierające się na mocy biernej Budeanu i powiązanej z nią mocą odkształcenia spełzły na niczym. Wielkości te nie pozwalały nawet na poprawne obliczenie pojemności kompensującej, dającej maksymalny współczynnik mocy. Dochodziło nawet do tego, że takie próby kończyły się dodatkowym pogorszeniem tego współczynnika. Można zadać więc pytanie: jak to możliwe, że teoria mocy Budeanu stała się tak popularna? Powodów może być kilka. Po pierwsze, przyzwyczajenie inżynierów do starych definicji i od lat nie zmieniane programy nauczania w szkołach. Jest to czynnik często niedoceniany, choć jako usprawiedliwienie można przypomnieć, że teoria ta przez 60 lat nie doczekała się obalenia. Po drugie, w latach 20-tych poprzedniego wieku nie dysponowano przyrządami pomiarowymi, które dawały wgląd w poszczególne składowe harmoniczne napięć i prądów, trudno więc było weryfikować nowe teorie. Po trzecie, odkształcone przebiegi prądów i napięć (a więc z wysoką zawartością harmonicznych) to efekt rewolucji w elektroenergetyce, która rozpoczęła się dopiero w drugiej połowie ubiegłego wieku. Na szeroką skalę rozpoczęto wykorzystywać tyrystory, prostowniki sterowane, przekształtniki itd. Wszystkie te działania powodowały bardzo duże odkształcenia prądów w sieciach zasilających a więc wzrost poziomu zniekształceń harmonicznych. Dopiero wtedy zaczęto odczuwać braki w teorii mocy wg Budeanu. W końcu po czwarte, środowisko naukowe 99

100 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 związane z energetyką było świadome faktu, że zakłady przemysłowe zainwestowały fortunę w infrastrukturę pomiarową (liczniki energii). Każda zmiana w tym względzie mogła mieć ogromne konsekwencje finansowe. Jednak powolne zmiany w świadomości inżynierów elektryków zaczęły być widoczne. Z biegiem lat, przy coraz częściej występujących nieliniowych obciążeniach i bardzo odkształconych przebiegach, ograniczeń stosowanych formuł nie można było dłużej tolerować. Bardzo znaczącym wydarzeniem stała się publikacja w roku 2000 przez organizację IEEE standardu 1459, którego nazwa brzmi: Definicje do pomiarów wielkości związanych z mocą elektryczną w warunkach sinusoidalnych, niesinusoidalnych, symetrycznych i niesymetrycznych. Po raz pierwszy moc bierna wg definicji Budeanu znalazła się w grupie definicji niezalecanych, i których nie należy stosować w nowych miernikach mocy i energii biernej. Widoczne też było podzielenie wielu wielkości na te związane z podstawową składową prądu i napięcia (pierwszą harmoniczną) i pozostałymi wyższymi harmonicznymi. W większości przypadków uznaje się bowiem, że użyteczna część energii jest przenoszona właśnie za pomocą składowych 50/60Hz, przy dużo mniejszym i często szkodliwym udziale wyższych harmonicznych. W standardzie pojawiła się również nowa wielkość moc nieaktywna N, która reprezentuje wszystkie nieaktywne składniki mocy: N = S 2 P 2 Moc bierna jest jednym ze składników mocy nieaktywnej N. W układach jednofazowych z sinusoidalnymi przebiegami napięć i prądów, N jest równe Q, zatem w mocy nieaktywnej nie ma innych składników. W obwodach trójfazowych taką właściwość mają jedynie sieci symetryczne, sinusoidalne, ze zrównoważonym odbiornikiem czysto rezystancyjnym. Kolejne składniki mocy nieaktywnej są związane z konkretnymi zjawiskami fizycznymi. Według jednej z najlepiej tłumaczących zjawiska fizyczne w obwodach trójfazowych teorii prof. Czarneckiego równanie mocy w takich układach można zapisać następująco: S 2 = P 2 + D s 2 + Q 2 + D u 2 D s jest mocą rozrzutu, która pojawia się w systemie, jako skutek zmian konduktancji odbiornika wraz ze zmianą częstotliwości. Zatem obecność w odbiorniku elementów reaktancyjnych może skutkować pojawieniem się mocy rozrzutu. Moc bierna Q w tym równaniu pojawia się przy istnieniu przesunięcia fazowego między harmonicznymi napięcia i prądu. D u oznacza moc niezrównoważenia, która jest miarą niezrównoważenia odbiornika trójfazowego. Składnik ten wyjaśnia sytuację, w której niezrównoważony odbiornik trójfazowy o charakterze czysto rezystancyjnym, skutkuje współczynnikiem mocy mniejszym od jedności. Taki odbiornik nie ma mocy biernej Q, a mimo to, z trójkąta mocy S, P, Q wynika coś zupełnie innego (teoria mocy Budeanu ze swoją mocą odkształcenia też nie potrafi wyjaśnić tej sytuacji w odbiorniku czysto rezystancyjnym moc odkształcenia D B jest równa zero). Próba połączenia standardu IEEE z teorią mocy Czarneckiego prowadzi do wniosku, że moc nieaktywna ukrywa w sobie co najmniej trzy osobne zjawiska fizyczne, które wpływają na zmniejszenie efektywności przesyłu energii ze źródła do odbiornika, czyli zmniejszenie współczynnika mocy: PF = P P = S e P 2 + D 2 s + Q D u W standardzie IEEE znana pod oznaczeniem literowym Q moc bierna została ograniczona do składowej podstawowej i dotyczy to zarówno układów jednofazowych jak i trójfazowych. W układach jednofazowych: 100

101 6 Jakość zasilania przewodnik Q 1 = U 1 I 1 sin φ 1 W układach trójfazowych bierze się pod uwagę jedynie składową zgodną tej mocy: Q 1 + = 3U 1 + I 1 + sin φ 1 + Aby moc ta była poprawnie mierzona wymagana jest zgodna kolejność wirowania faz (czyli faza L2 opóźniona o 120 w stosunku do L1, faza L3 opóźniona o 240 w stosunku do L1). Pojęcie składowej zgodnej zostanie szerzej omówiona przy okazji omawiania asymetrii. Wartość mocy biernej składowej podstawowej jest główną wielkością, która pozwala oszacować wielkość kondensatora poprawiającego współczynnik DPF, czyli przesunięcia składowej podstawowej napięcia względem tej samej składowej prądu (czyli kompensatora mocy biernej podstawowej harmonicznej) Moc bierna a układy 3-przewodowe Poprawny pomiar mocy biernej jest niemożliwy w niesymetrycznych odbiornikach połączonych 3-przewodowo (układy typu trójkąt i gwiazda bez przewodu N). Stwierdzenie to może niejednego zaskoczyć. Odbiornik możemy potraktować jako czarną skrzynkę o dostępnych jedynie 3 zaciskach. Nie jesteśmy w stanie określić budowy wewnętrznej takiego odbiornika. Aby obliczyć moc bierną konieczna jest znajomość kąta przesunięcia fazowego między prądem a napięciem występujących na każdej gałęzi takiego odbiornika. Niestety kąta tego nie znamy. W układzie odbiornika typu trójkąt znamy napięcia występujące na poszczególnych impedancjach, ale nie znamy prądu; w takich układach mierzone są napięcia międzyfazowe i prądy liniowe. Każdy z prądów liniowych jest sumą dwóch prądów fazowych. W odbiornikach typu gwiazda bez N znamy prądy płynące przez impedancje, natomiast nie znamy napięć (każde z napięć międzyfazowych jest sumą dwóch napięć fazowych). Trzeba sobie uzmysłowić fakt, iż przy danych napięciach na zaciskach i prądach wpływających do takiej czarnej skrzynki istnieje nieskończenie wiele wariantów budowy wewnętrznej odbiornika, które dadzą nam identyczne wyniki pomiarów prądów i napięć widocznych na zewnątrz takiej czarnej skrzynki. Jak to zatem jest możliwe, że istnieją liczniki mocy biernej przeznaczone do pomiarów w sieciach 3-przewodowych oraz analizatory sieci, które w takich warunkach umożliwiają pomiar mocy biernej? W obu przypadkach producenci uciekają się do sztuczki, która polega na sztucznym wytworzeniu punktu odniesienia (wirtualny zacisk neutralny N). Taki punkt można bardzo łatwo wytworzyć podłączając do zacisków naszej czarnej skrzynki układ trzech rezystorów o tej samej wartości i połączonych w gwiazdę. Potencjał punktu centralnego układu rezystorów jest używany do wyliczenia napięć fazowych. Oczywiście cudzysłów jest tutaj jak najbardziej na miejscu - takie wirtualne zero da w miarę poprawne wyniki tylko, gdy niezrównoważenie odbiornika jest minimalne. W każdym innym przypadku wskazania mocy biernej takiego przyrządu należy traktować z dużą dozą nieufności. Przyrząd pomiarowy w żadnym przypadku nie powinien wprowadzać w błąd użytkownika, a tego rodzaju aproksymację można dopuścić wyłącznie po wyraźnym zastrzeżeniu, że wskazywana wartość nie jest wynikiem rzeczywistego pomiaru, a jedynie wartością przybliżoną Moc bierna a liczniki energii biernej Licznik energii biernej to przyrząd raczej nieznany użytkownikom domowym te używane powszechnie i będące podstawą rozliczeń z dostawcą to liczniki energii czynnej, mierzonej w Wh lub kwh. Użytkownik domowy jest więc w komfortowej sytuacji płaci jedynie za energię użyteczną i nie musi zastanawiać się, jaki jest współczynnik mocy w jego instalacji. Odbiorcy przemysłowi w odróżnieniu od tej pierwszej grupy są zobligowani, na podstawie podpisanych umów i często pod groźbą kar finansowych, do utrzymywania współczynnika mocy 101

102 102 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 na odpowiednim poziomie. Rozporządzenie Ministra Gospodarki w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego precyzuje parametry jakościowe, które powinny być spełnione przez dostawcę energii dla różnych tzw. grup przyłączeniowych. Wśród tych parametrów znajdziemy np. częstotliwość sieci, wartość skuteczną napięcia, współczynnik zawartości harmonicznych (THD) i dopuszczalne poziomy poszczególnych harmonicznych napięcia. Jednak dostawca nie musi tych wymogów spełnić, jeśli odbiorca energii nie zapewnia wartości współczynnika tgϕ poniżej 0,4 (wartość umowna, która może być zmieniona w umowie między dostawcą a odbiorcą energii) i/lub przekracza uzgodniony poziom pobieranej mocy czynnej. Współczynnik tgϕ zakorzenił się głęboko w polskim prawodawstwie energetycznym i definiuje się go jako stosunek naliczonej energii biernej do energii czynnej w danym okresie rozliczeniowym. Jeśli wrócimy na chwilę do trójkąta mocy w układach sinusoidalnych to zauważymy, że tangens kąta przesunięcia fazowego między prądem a napięciem jest równy stosunkowi mocy biernej Q do mocy czynnej P. Tak więc kryterium utrzymywania tgϕ poniżej 0,4 oznacza nic innego tylko ustalenie, że maksymalny poziom naliczonej energii biernej nie może być wyższy niż 0,4 wartości naliczonej energii czynnej. Każdy ponadumowny pobór energii biernej podlega dodatkowej opłacie. Czy jednak znajomość tak obliczanego współczynnika tgϕ daje obu zainteresowanym stronom rzeczywisty obraz efektywności przesyłania energii? Czy nie zostało wspomniane wcześniej, że moc bierna jest tylko jednym ze składników mocy nieaktywnej, które mają wpływ na obniżenie współczynnika mocy? Rzeczywiście, wydaje się, że zamiast tgϕ należałoby użyć współczynnika mocy PF, który uwzględnia również pozostałe czynniki. Obecne przepisy niestety nie dają innego wyboru, tak więc poprawny pomiar mocy biernej wydaje się kluczową sprawą. Warto teraz postawić pytanie: czy wobec opisanych wyżej kontrowersji wobec definicji mocy biernej liczniki tej energii zapewniają właściwe odczyty? I co tak naprawę mierzą stosowane powszechnie liczniki mocy biernej? Odpowiedzi na te pytania można próbować uzyskać w normie przedmiotowej dotyczącej tych liczników PN-EN Niestety, ku naszemu rozczarowaniu nie znajdziemy w niej jakichkolwiek odniesień do pomiarów w warunkach niesinusoidalnych formuły obliczeniowe odnoszą się do sytuacji sinusoidalnych (w normie możemy przeczytać, że z powodów praktycznych ograniczono się wyłącznie do przebiegów sinusoidalnych). Nie ma podanej w niej żadnych kryteriów badań, które pozwoliłyby na zbadanie właściwości licznika przy odkształconych przebiegach napięć i prądów. Może również dziwić fakt, iż starsza norma PN-EN (już wycofana) definiowała test polegający na badaniu dokładności pomiaru przy 10% poziomie trzeciej harmonicznej prądu. Obecna sytuacja pozostawia konstruktorom liczników dowolność wyboru metody pomiarowej, co niestety prowadzi do znacznych różnic wskazań energii biernej w obecności dużego poziomu zniekształceń harmonicznych. Liczniki starszego typu, czyli elektromechaniczne, mają charakterystykę podobną do filtru dolnoprzepustowego wyższe harmoniczne są w nim tłumione, przez co pomiar mocy biernej w obecności harmonicznych jest bardzo bliski wartości mocy biernej składowej podstawowej. Coraz powszechniejsze liczniki elektroniczne mogą przeprowadzać pomiar różnymi metodami. Dla przykładu mogą mierzyć moc czynną i moc pozorną, a moc bierną wyliczają z trójkąta mocy (pierwiastek kwadratowy z sumy kwadratów obu tych mocy). Tak naprawdę więc, w świetle standardu IEEE , mierzą one moc nieaktywną a nie bierną. Inny producent może zastosować metodę z przesunięciem przebiegu napięcia o 90, co daje wynik zbliżony do mocy biernej składowej podstawowej. Im większa zawartość harmonicznych, tym większa będzie różnica w odczytach, no i oczywiście w konsekwencji inne będą opłaty za naliczoną energię. Jak to zostało wcześniej zasygnalizowane, pomiar mocy biernej w układach 3-przewodowych niezrównoważonych za pomocą tradycyjnych liczników jest obciążony dodatkowym błędem, spowodowanym wytworzeniem wewnątrz licznika wirtualnego zera, mającego niewiele wspólnego z rzeczywistym zerem odbiornika. Na domiar złego producenci zwykle nie podają żadnych informacji na temat zastosowanej metody pomiarowej.

103 6 Jakość zasilania przewodnik Pozostaje tylko z niecierpliwością czekać na kolejną wersję normy, która miejmy nadzieję zdefiniuje w dużo bardziej precyzyjny sposób metodę pomiarową i sposób badania także w warunkach niesinusoidalnych Moc pozorna Moc pozorną S wyraża się jako iloczyn wartości skutecznych napięcia i prądu: S = UI Jako taka moc pozorna nie ma interpretacji fizycznej; jest natomiast wykorzystywana przy projektowaniu urządzeń przesyłowych. Jest ona co do wartości równa maksymalnej mocy czynnej, która może być dostarczona do obciążenia przy danych wartościach skutecznych napięcia i prądu. Zatem moc pozorna określa maksymalną możliwą zdolność źródła do dostarczania użytecznej energii do odbiornika. Miarą efektywności wykorzystania dostarczanej mocy przez odbiornik jest współczynnik mocy, czyli inaczej stosunek mocy czynnej do mocy pozornej. W układach sinusoidalnych: PF = P S = UIcosφ = cosφ UI W układach niesinusoidalnych takie uproszczenie nie jest jednak dopuszczalne i współczynnik mocy wylicza się na podstawie rzeczywistego stosunku mocy czynnej i pozornej: PF = P S W sieciach jednofazowych moc pozorną wylicza się tak jak to pokazano we wzorze powyżej i nie ma tutaj żadnych niespodzianek. Okazuje się jednak, że w sieciach trójfazowych obliczanie tej mocy sprawia równie poważne problemy jak te związane z mocą bierną. Oczywiście dotyczy to rzeczywistych sieci z przebiegami niesinusoidalnymi, które dodatkowo mogą być niesymetryczne. Badania pokazały, że używane do tej pory formuły mogą dawać błędne wyniki, jeśli sieć nie jest zrównoważona. Ponieważ moc pozorna jest wielkością umowną i nie ma interpretacji fizycznej, ustalenie, która z proponowanych definicji mocy pozornej jest właściwa, mogło sprawiać trudność. Podjęto jednak próby opierając się na obserwacji, że moc pozorna ściśle jest związana ze stratami przesyłowymi i współczynnikiem mocy. Znając straty przesyłowe i współczynnik mocy można pośrednio określić poprawną definicję mocy pozornej. Stosowane do tej pory definicje to m.in. arytmetyczna moc pozorna oraz geometryczna moc pozorna. Przeprowadzone badania pokazały jednak, że ani arytmetyczna definicja, ani geometryczna nie daje w efekcie poprawnej wartości współczynnika mocy. Jedyną, która w takiej sytuacji nie zawodziła okazała się definicja, którą już w 1922 roku zaproponował niemiecki fizyk F. Buchholz: S e = 3U e I e Opiera się ona na efektywnych wartościach napięcia i prądu, a samą moc nazywa się efektywną mocą pozorną (z tego też powodu dla układów trójfazowych dodaje się do oznaczenia indeks e ). Owe efektywne wartości napięcia i prądu to takie teoretyczne wartości, które reprezentują napięcia i prądy w równoważnym energetycznie symetrycznym układzie trójfazowym. Kluczowe jest więc określenie wielkości U e i I e. Standard IEEE 1459 podaje następujące formuły. W sieciach trójprzewodowych: 103

104 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 I e = I a 2 + I b 2 + I c 2 3 U e = U ab 2 + U bc 2 + U ca 2 9 W sieciach czteroprzewodowych: I e = I a 2 + I b 2 + I c 2 + I n 2 3 U e = 3 U a 2 + U 2 b + U 2 2 c + U ab Ubc + U ca 18 gdzie I a, I b, I c, to odpowiednio wartości skuteczne prądów poszczególnych faz (liniowych lub fazowych), I n jest wartością skuteczną prądu przewodu zerowego, U a, U b, U c to wartości skuteczne napięć fazowych, a U ab, U bc, U ca to wartości skuteczne napięć międzyfazowych. Tak obliczona wartość S e uwzględnia zarówno straty mocy w przewodzie zerowym (w sieciach czteroprzewodowych) jak i wpływ niezrównoważenia Moc odkształcenia D B a efektywna moc pozorna odkształcenia S en Przy okazji omawiania mocy biernej zostało pokazane, że moc odkształcenia wg definicji Budeanu nie może być używana przy dużych odkształceniach napięć i prądów oraz asymetrii układów trójfazowych (paradoks mocy odkształcenia, która nie jest miarą rzeczywistego odkształcenia). Jednak mimo to moc ta jest często używana przez specjalistów zajmujących się analizą jakości energii i producentów układów kompensujących moc bierną. Należy tu jasno stwierdzić, że opieranie się na tym parametrze dawało w miarę dobre wyniki jedynie w warunkach niewielkiego odkształcenia przebiegów i małej asymetrii. Standard IEEE wymienia tę definicję mocy, jednak tak samo jak w przypadku mocy biernej Budeanu, obciążona jest ona nieusuwalną wadą i zalecane jest jej całkowite wycofanie z użytku. W miejsce mocy D B zaproponowano inną wielkość, która w dużo lepszy sposób charakteryzuje całkowitą moc zniekształceń w systemie moc pozorną odkształcenia S en. Moc S en pozwala na szybką ocenę, czy obciążenie pracuje w warunkach małego czy dużego odkształcenia harmonicznymi, jest również podstawą oszacowania wielkości statycznych lub aktywnych filtrów oraz kompensatorów. Wg definicji (dla układów trójfazowych): gdzie: 2 S en = S e2 S e1 104 S e1 = 3I e1 U e1 Efektywny prąd i napięcie skuteczne składowej podstawowej (odpowiednio I e1 i U e1) oblicza się podobnie jak I e i U e z tą różnicą, że zamiast wartości skutecznych napięć fazowych lub międzyfazowych i wartości skutecznych prądów liniowych podstawia się wartości skuteczne ich składowych podstawowych. W układach jednofazowych do wyliczenia mocy pozornej odkształcenia można wykorzystać prostszy wzór:

105 6 Jakość zasilania przewodnik S N = S 2 (U 1 I 1 ) 2 gdzie U 1 i I 1 są wartościami skutecznymi składowych podstawowych napięcia fazowego i prądu Współczynnik mocy Prawdziwy współczynnik mocy, czyli ten, który uwzględnia także obecność wyższych harmonicznych nazywa się po prostu współczynnikiem mocy (ang. True Power Factor, TPF lub PF). Dla obwodów sinusoidalnych zrównuje się on z tzw. współczynnikiem przesunięcia fazowego, czyli popularnym cosϕ (ang. Displacement Power Factor, DPF). DPF jest zatem miarą przesunięcia fazowego między składowymi podstawowymi napięcia i prądu: DPF = P 1 = U 1I 1 cosφ U1I1 = cosφ S 1 U 1 I U1I1 1 PF = P S W przypadku obciążenia czysto rezystancyjnego (w sieci jednofazowej) moc pozorna jest równa co do wartości mocy czynnej, a moc bierna jest równa zeru, zatem obciążenie takie w pełni wykorzystuje potencjał energetyczny źródła i współczynnik mocy wynosi 1. Pojawienie się składowej reaktancyjnej nieuchronnie prowadzi do zmniejszenia efektywności przekazywania energii moc czynna jest wtedy mniejsza od mocy pozornej, a moc bierna rośnie. W układach trójfazowych na zmniejszenie współczynnika mocy ma też wpływ niezrównoważenie odbiornika (patrz dyskusja dot. mocy biernej). W tych układach poprawną wartość współczynnika mocy uzyskuje się wykorzystując efektywną moc pozorną S e, czyli wielkość zdefiniowaną m.in. w standardzie IEEE W powyższy sposób są obliczane te współczynniki przez analizatory PQM-70X. 6.8 Harmoniczne Rozkład przebiegów okresowych na składowe harmoniczne jest bardzo popularną operacją matematyczną opierającą się na twierdzeniu Fouriera, które mówi, że każdy przebieg okresowy można przedstawić jako sumę składowych sinusoidalnych o częstotliwościach będących całkowitą wielokrotnością częstotliwości podstawowej takiego przebiegu. Przebieg czasowy można poddać operacji szybkiego przekształcenia Fouriera (w skrócie FFT), który w wyniku daje amplitudy i fazy składowych harmonicznych w dziedzinie częstotliwości. W idealnej sytuacji napięcie jest wytwarzane w generatorze, który daje na swoim wyjściu czysty przebieg sinusoidalny 50/60 Hz (brak jakichkolwiek wyższych harmonicznych). Jeśli odbiornik jest układem liniowym to również prąd jest w takich idealnych warunkach czystym przebiegiem sinusoidalnym. W rzeczywistych systemach zarówno przebiegi napięcia jak i prądu są odkształcone, zatem muszą zawierać oprócz składowej podstawowej również harmoniczne wyższych rzędów. Dlaczego obecność wyższych harmonicznych w sieci jest niepożądana? Jednym z powodów jest zjawisko naskórkowości, które polega na odpychaniu elektronów od środka przewodnika (przewodu) na zewnątrz wraz ze zwiększaniem częstotliwości prądu. W efekcie im większa częstotliwość tym elektrony mają do dyspozycji mniejszy efektywny przekrój przewodnika, co jest równoznaczne ze zwiększeniem jego rezystancji. W efekcie tego zjawiska im wyższy rząd harmonicznej prądu tym większa jest efektywna rezystancja okablowania dla tej harmonicznej, a to z kolei nieuchronnie prowadzi do większych strat mocy i nagrzewania się przewodów. Klasyczny przykład związany z tym efektem dotyczy przewodu zerowego w sieciach trójfazowych. W sieci o małych zniekształceniach, niewielkim niezrównoważeniu i odbiorniku symetrycznym (lub o małej asymetrii) prąd w przewodzie zerowym ma tendencję do zerowania się (jest on 105

106 106 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 znacznie mniejszy od wartości skutecznych prądów fazowych). Obserwacja ta skusiła wielu projektantów do oszczędności polegającej na instalowaniu w takich systemach okablowania z przewodem zerowym o mniejszym przekroju od przewodów fazowych. I wszystko działało bardzo dobrze do momentu, gdy w sieci pojawiły się harmoniczne nieparzystych rzędów będące wielokrotnością 3 (trzecia, dziewiąta, itd.). Nagle przewód neutralny zaczynał się przegrzewać, a pomiar prądu wskazywał na jego bardzo wysoką wartość skuteczną. Wyjaśnienie tego zjawiska jest jednak dość proste. Projektant nie uwzględnił w powyższym przykładzie dwóch okoliczności: w sieciach o odkształconych przebiegach wyższe harmoniczne mogą nie zerować się w przewodzie neutralnym, a wręcz przeciwnie sumować, i po drugie efekt naskórkowości i wysokie wartości prądów harmonicznych dodatkowo zwiększyły jego nagrzewanie się. Spróbujmy teraz odpowiedzieć na dwa podstawowe pytania: Jaka jest przyczyna pojawiania się składowych harmonicznych w napięciu? Jaka jest przyczyna pojawiania się składowych harmonicznych w prądzie? Pozornie te dwa pytania wydają się niemal identyczne, jednak rozdzielenie napięcia i prądu jest niezwykle istotne dla zrozumienia sedna sprawy. Odpowiedź na pierwsze pytanie jest następująca: harmoniczne w napięciu są skutkiem niezerowej impedancji sieci dystrybucyjnej, między generatorem (przyjmujemy, że generuje on czystą sinusoidę) a odbiornikiem. Natomiast harmoniczne w prądzie są wynikiem nieliniowego przebiegu impedancji odbiornika. Oczywiście należy zauważyć, że odbiornik liniowy zasilany napięciem odkształconym, będzie miał tak samo odkształcony przebieg prądu. W literaturze używa się często stwierdzenia, że odbiornik generuje harmoniczne. Należy pamiętać, że odbiornik w takim przypadku nie jest fizycznym źródłem energii (jak to sugeruje słowo generuje ). Jedynym źródłem energii w układzie jest system rozdzielczy. Jeśli odbiornik jest urządzeniem pasywnym, to energia przesyłana z odbiornika do systemu rozdzielczego pochodzi z tego samego systemu rozdzielczego. Mamy tu do czynienia z niekorzystnym i bezużytecznym dwukierunkowym przepływem energii. Jak to było już wcześniej omawiane przy okazji współczynnika mocy, takie zjawisko prowadzi do niepotrzebnych strat energii, a prąd generowany w odbiorniku powoduje dodatkowe obciążenie systemu rozdzielczego. Rozpatrzmy następujący przykład. Typowy nieliniowy odbiornik, taki jak np. powszechnie używane zasilacze impulsowe (np. komputerowe), zasilmy z idealnego generatora napięcia sinusoidalnego. Na razie załóżmy, że impedancja połączeń między generatorem a odbiornikiem ma zerową wartość. Napięcie zmierzone na zaciskach odbiornika będzie miało przebieg sinusoidalny (brak wyższych harmonicznych) jest to po prostu napięcie generatora. Przebieg prądu odbiornika jednak będzie już zawierał składowe harmoniczne odbiornik nieliniowy często pobiera prąd tylko w określonych momentach całego okresu sinusoidy (np. maksimum prądu może przypadać na okolice szczytów sinusoidy napięcia). Jednak odbiornik nie generuje tych harmonicznych prądu, on po prostu pobiera prąd w sposób zmienny lub nieciągły. Całą energię dostarcza tylko i wyłącznie generator. W następnym kroku można zmodyfikować obwód wtrącając między generator a odbiornik pewną impedancję, która reprezentuje rezystancję okablowania, uzwojeń transformatora itp. Pomiary harmonicznych napięcia i prądu odbiornika dadzą nieco inne wyniki. Co się zmieni? Pojawią się niewielkie składowe harmoniczne napięcia, a dodatkowo nieco zmieni się widmo częstotliwościowe prądu. Przy analizie przebiegu napięcia na odbiorniku można by zauważyć, że pierwotny przebieg sinusoidalny został nieco odkształcony. Jeśli odbiornik pobierał prąd głównie w momentach szczytowych napięcia to będzie ono miało widocznie ścięte wierzchołki. Duży prąd pobierany w tych momentach skutkuje większym spadkiem napięcia na impedancji sieci. Część idealnego przebiegu sinusoidalnego odkłada się teraz na tej impedancji. Pewna zmiana w widmie prądu wynika z nieco innego przebiegu napięcia zasilającego teraz odbiornik. Przykład tu opisany i płaskie wierzchołki sinusoidy napięcia to niezwykle często widziany obrazek w typowych sieciach, do których są przyłączone powszechnie spotykane konstrukcje zasilaczy impulsowych.

107 6 Jakość zasilania przewodnik Moce czynne harmonicznych Rozkład napięcia i prądu odbiornika na składowe harmoniczne pozwala na bardziej wnikliwe poznanie szczegółów przepływu energii między dostawcą a odbiorcą. Załóżmy, że analizator jakości zasilania podłączamy między źródłem napięcia a odbiornikiem. Zarówno napięcie jak i prąd zasilający poddajemy analizie FFT, w wyniku której otrzymujemy amplitudy harmonicznych wraz z ich przesunięciami fazowymi. Okazuje się, że znajomość harmonicznych napięcia i prądu oraz przesunięcia fazowego między tymi harmonicznymi, pozwala na wyliczenie mocy czynnych każdej harmonicznej z osobna: P h = U h I h cos φ h gdzie: P h moc czynna harmonicznej h-tego rzędu, U h wartość skuteczna harmonicznej napięcia h-tego rzędu, I h wartość skuteczna harmonicznej prądu h-tego rzędu, ϕ h kąt przesunięcia fazowego między harmonicznymi napięcia i prądu rzędu h. Jeżeli moc P h ma znak dodatni, oznacza to, że dominujące źródło energii tej harmonicznej znajduje się po stronie dostawcy energii. Jeśli jest ona ujemna, to dominującym źródłem jest odbiornik. Trzeba zauważyć, że nie można stwierdzić na podstawie zmierzonych w ten sposób mocy czynnych harmonicznych, że tylko jedna ze stron jest wyłącznym źródłem harmonicznej, gdyż mierzona moc jest wypadkową dostawcy i odbiorcy. Przykład Jeżeli dostawca generuje moc czynną harmonicznej P hd = 1kW, a odbiorca generuje moc tej harmonicznej o wartości P ho = 100W, to wypadkowa moc zmierzona na zaciskach między odbiorcą a dostawcą, będzie wynosić P h = P hd P ho = 0,9kW. W sytuacji jak w powyższym przykładzie mamy do czynienia z dwoma osobnymi źródłami przepływu energii. Niestety na podstawie takiego pomiaru nie da się wprost wskazać rzeczywistego rozkładu. W rzeczywistych układach określenie źródła dominującego jest jednak często wystarczające. Grupując składowe harmoniczne o znakach dodatnich uzyskujemy zbiór mocy, odpowiedzialnych za przepływ energii od źródła do odbiornika, czyli energii użytecznej. Z kolei zbiór harmonicznych mocy czynnych o znakach ujemnych charakteryzuje część energii, która nie pełni użytecznej roli i jest zwracana z powrotem do systemu rozdzielczego. Sumując wszystkie składowe moce czynne harmonicznych otrzymujemy moc czynną odbiornika. Zauważamy więc, że istnieją co najmniej dwie alternatywne metody pomiaru mocy czynnej. Metoda pierwsza polega na wyliczeniu średniej wartości chwilowej mocy czynnej, którą oblicza się na podstawie kolejnych próbek napięcia i prądu: M P = 1 M U ii i gdzie U i jest kolejną próbką napięcia, I i jest kolejną próbką prądu, a M jest liczbą próbek w oknie pomiarowym. Druga metoda to sumowanie poszczególnych mocy czynnych harmonicznych, które otrzymujemy poprzez rozkład FFT: i=1 P = U h I h cos φ h h 107

108 Instrukcja obsługi Sonel Analiza Moce bierne harmonicznych W podobny sposób jak moce czynne można wyliczyć moce bierne harmonicznych: Q h = U h I h sin φ h Znajomość mocy biernych harmonicznych jest cenną informacją wykorzystywaną przy opracowywaniu reaktancyjnych równoległych kompensatorów mocy biernej. Kompensatory takie składają się z gałęzi LC, strojonych do konkretnych częstotliwości harmonicznych. Znak poszczególnych składowych mocy mówi o charakterze obciążenia dla tej składowej. Jeśli znak jest dodatni świadczy to o charakterze indukcyjnym, a jeśli ujemny to o charakterze pojemnościowym. Prąd bierny źródła można zmniejszyć do zera przy spełnieniu warunku dla każdej harmonicznej 2 : B h + B kh = 0 gdzie: B h susceptancja odbiornika dla h-tej harmonicznej, B kh susceptancja równoległego kompensatora dla h-tej harmonicznej. Ponieważ złożoność kompensatora rośnie proporcjonalnie do liczby harmonicznych podlegających kompensacji, zwykle kompensuje się tylko składową podstawową i co najwyżej kilka wyższych harmonicznych o największych wartościach. Jednak nawet sama kompensacja składowej podstawowej może dać już znaczące poprawienie współczynnika mocy Charakterystyka harmonicznych w układach trójfazowych Harmoniczne określonego rzędu mają w układach 3-fazowych pewną specyficzną cechę, którą pokazuje poniższa tabela: Rząd Częstotliwość [Hz] Kolejność (+ zgodna, przeciwna, 0 zerowa) Wiersz Kolejność nawiązuje do metody składowych symetrycznych, która pozwala na rozkład dowolnych 3 wektorów na trzy zestawy wektorów: kolejności zgodnej, przeciwnej i zerowej (więcej w części poświęconej zagadnieniu asymetrii). Posłużmy się przykładem. Załóżmy, że silnik trójfazowy zasilamy z symetrycznej, 4- przewodowej sieci (czyli wartości skuteczne napięć fazowych są sobie równe, a kąty między poszczególnymi składowymi podstawowymi wynoszą po 120 ). Znak + w wierszu określającym kolejność dla 1-harmonicznej oznacza normalny kierunek obrotu wału silnika. Harmoniczne napięcia, dla których znak ten również jest + powodują powstanie momentu obrotowego zgodnego z kierunkiem składowej podstawowej. Harmoniczne rzędów 2, 5, 8, 11 są harmonicznymi kolejności przeciwnej, czyli wytwarzają moment obrotowy, który przeciwdziała normalnemu kierunkowi obrotu silnika, co może powodować nagrzewanie i niepotrzebne straty energetyczne i spadek wydajności. Ostatnią grupą są harmoniczne kolejności zerowej, takie jak trzecia, szósta i dziewiąta, które nie wytwarzają żadnego momentu obrotowego, ale płynąc przez uzwojenia silnika powodują jego dodatkowe nagrzewanie. Na podstawie danych z tabeli można łatwo zauważyć, że sekwencja +,, 0 powtarza się dla wszystkich kolejnych rzędów harmonicznych. Formułę wiążącą typ kolejności z rzędem jest bar- 2 L.S. Czarnecki: Moce w obwodach elektrycznych z niesinusoidalnymi przebiegami prądów i napięć, Oficyna Wydawnicza Politechniki Warszawskiej, Warszawa 2005, str

109 6 Jakość zasilania przewodnik dzo prosta i dla k będącego dowolną liczbą całkowitą: Kolejność Rząd harmonicznej zgodna + 3k +1 przeciwna 3k 1 zerowa 0 3k Harmoniczne parzystych rzędów nie występują, gdy dany przebieg jest symetryczny względem linii jej wartości średniej, a taką własność mają przebiegi w większość systemów zasilających. W typowej sytuacji zmierzone poziomy harmonicznych parzystych rzędów mają minimalne wartości. Jeśli weźmiemy pod uwagę tę właściwość to okaże się, że grupa harmonicznych o najbardziej niepożądanych cechach to 3-cia, 9-ta, 15-ta (kolejność zerowa) oraz 5-ta, 11-ta, 17-ta (kolejność przeciwna). Harmoniczne prądu będące wielokrotnością liczby 3 powodują dodatkowe problemy w niektórych systemach. W układach 4-przewodowych mają one bardzo niepożądaną cechę sumowania się w przewodzie zerowym. Okazuje się, że w odróżnieniu od harmonicznych innych rzędów, których suma wartości chwilowych prądów fazowych się zeruje, przebiegi tych harmonicznych są ze sobą w zgodnej fazie, co powoduje dodawanie się prądów fazowych tej składowej w przewodzie zerowym. Może to doprowadzić do przegrzewania się tego przewodu (w szczególności w układach rozdzielczych, w których zastosowano mniejszy przekrój tego przewodu niż fazowych, a do niedawna była to jeszcze powszechna praktyka). Z tego też względu, w sieciach o nieliniowych obciążeniach i dużymi odkształceniami prądu zaleca się obecnie, aby przekrój przewodu neutralnego był większy od przekroju przewodów fazowych. W układach typu trójkąt harmoniczne tych rzędów nie są obecne w prądach liniowych (z zastrzeżeniem, że mowa o układach symetrycznych), natomiast cyrkulują one w gałęziach obciążenia również powodując niepotrzebne straty mocy. Charakter poszczególnych harmonicznych tak jak przedstawiono to w tabeli zachowuje pełną ścisłość jedynie w trójfazowych układach symetrycznych. Tylko i wyłącznie w takich układach harmoniczna podstawowa ma charakter kolejności wyłącznie zgodny. W rzeczywistych układach, w których występuje pewien stopień asymetrii napięcia zasilającego i niesymetria obciążenia, pojawiają się niezerowe składowe kolejności przeciwnej i zerowej. Miarą tej niesymetrii są tzw. współczynniki asymetrii. I właśnie ze względu na tę asymetrię składowej podstawowej, a dodatkowo różnice w amplitudach i fazach wyższych harmonicznych w każdej z faz, również te harmoniczne będą miały składniki kolejności zgodnej, przeciwnej i zerowej. Im większa asymetria, tym większy będzie także udział pozostałych składowych Szacowanie niepewności pomiaru mocy i energii Całkowita niepewność pomiaru mocy i energii czynnej i biernej (składowej podstawowej) oraz mocy harmonicznych bazuje w uogólnieniu na następującej zależności (dla energii pomija się niepewność dodatkową od pomiaru czasu, jako dużo mniejszą niż pozostałe niepewności): δ P,Q δ 2 Uh + δ 2 2 Ih + δ ph gdzie: δ P,Q niepewność pomiaru mocy czynnej lub biernej, δ Uh sumaryczna niepewność pomiaru amplitudy harmonicznej napięcia (analizator, przekładniki, cęgi), δ Ih sumaryczna niepewność pomiaru amplitudy harmonicznej prądu (analizator, przekładniki, cęgi), δ ph niepewność dodatkowa wynikająca z błędu pomiaru fazy między harmonicznymi napięcia i prądu. 109

110 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Niepewność δ ph można wyznaczyć jeśli znany jest kąt przesunięcia fazowego dla interesującego nas zakresu częstotliwości. W Tab. 5 przedstawiono błąd różnicy faz między harmonicznymi napięcia i prądu dla analizatora PQM-702 (bez cęgów i przekładników). Tab. 5. Błąd fazy analizatora PQM-702 w zależności od częstotliwości. Błąd różnicy faz Zakres częstotliwości Hz Hz Hz 500Hz..1kHz 1..2kHz 2..3kHz Błąd 0,5 1 2, Błąd fazowy wprowadzany przez użyte przekładniki i cęgi można zwykle znaleźć w ich dokumentacji technicznej. W takim przypadku należy oszacować wynikowy błąd fazy między napięciem i prądem dla interesującej nas częstotliwości, wprowadzany przez wszystkie elementy toru pomiarowego: przekładniki napięciowe i prądowe, cęgi oraz analizator. Niepewność pomiaru wynikającą z błędu fazy dla mocy czynnej harmonicznych można wyznaczyć na podstawie zależności: δ ph = cos(φ+δφ) [%], cos φ 0 cosφ Z kolei niepewność pomiaru mocy biernej harmonicznych można wyznaczyć z zależności: δ ph = sin(φ Δφ) [%], sin φ 0 sinφ W obu tych wzorach ϕ oznacza rzeczywisty kąt przesunięcia między harmonicznymi prądu i napięcia, a ϕ sumaryczny błąd fazy dla danej częstotliwości. Z przedstawionych zależności można wyciągnąć wniosek, że niepewność pomiaru mocy, dla takiego samego błędu fazy, bardzo wyraźnie zależy od współczynnika przesunięcia fazowego między prądem i napięciem. Pokazano to na Rys Przykład Obliczenie niepewności pomiaru mocy czynnej składowej podstawowej. Warunki: ϕ = 60, U RMS U nom, I RMS = 5% I nom. Niepewność podstawowa wynosi ± 1, δ ph %. Dla zakresu częstotliwości Hz błąd fazy PQM-702 wynosi mniej niż 0,5. Po podstawieniu do zależności: cos(φ + Δφ) δ ph = = cos(60,5 ) = 1,52% cosφ cos(60 ) zatem niepewność pomiaru wyniesie: δ = ± 1, ,52 2 = ±1,82% W tych samych warunkach, ale przy przesunięciu fazowym ϕ = 10, otrzymamy: δ ph = cos(10,5 ) = 0,16% cos(10 ) a niepewność pomiaru wyniesie: δ = ± 1, ,16 2 = ±1,01% Powyższe wyliczenia nie uwzględniają błędów dodatkowych wprowadzanych przez użyte cęgi prądowe oraz przekładniki.

111 6 Jakość zasilania przewodnik Rys. 73. Niepewność dodatkowa od błędu fazy w zależności od kąta przesunięcia fazowego Metoda pomiaru składowych harmonicznych Pomiar harmonicznych jest przeprowadzany zgodnie z zaleceniami normy PN-EN Podaje ona sposób obliczania poszczególnych składowych harmonicznych. Cały proces składa się z kilku etapów: próbkowanie synchroniczne (10/12 okresów), analiza FFT (szybkie przekształcenie Fouriera), grupowanie. Analizie FFT poddawane jest okno pomiarowe 10/12 okresowe (ok. 200ms). W jej wyniku otrzymywany jest zbiór prążków widmowych od częstotliwości 0Hz (DC) do 50-tej harmonicznej (ok. 2,5kHz dla 50Hz lub 3kHz dla 60Hz). Odstęp między kolejnymi prążkami wynika wprost z przyjętego czasu trwania okna pomiarowego i wynosi w przybliżeniu 5Hz. Analizatory PQM-700 i PQM-702 zbierają 2048 próbek na okno pomiarowe (dla częstotliwości 50Hz i 60Hz), tym samym zapewnione jest spełnienie wymagania dotyczącego FFT, aby liczba próbek poddana transformacie była potęgą liczby 2. Analizator PQM-701(Zr) zbiera 256 próbek na okres, całkowita liczba próbek przypadająca na okno pomiarowe wynosi 2560 lub 3072 (dla częstotliwości 50Hz i 60Hz). Aby liczba próbek poddana przekształceniu była równa potędze liczby 2, analizator przeprowadza proces zmiany częstotliwości próbkowania (interpolacja połączona z decymacją) w wyniku czego otrzymuje się dokładnie 2048 próbek (2 11 ). Bardzo istotne jest utrzymywanie stałej synchronizacji częstotliwości próbkowania z siecią energetyczną. FFT może zostać wykonane jedynie na danych zawierających całkowitą wielokrotność okresu sieci. Spełnienie tego warunku jest konieczne w celu zminimalizowania tzw. przecieku widma, które prowadzi do zafałszowania informacji o rzeczywistych poziomach prążków widmowych. Analizatory PQM-70X spełniają te wymagania, gdyż częstotliwość próbkowania jest stabilizowana układem pętli fazowej PLL. Ponieważ częstotliwość sieci może podlegać czasowym fluktuacjom, norma przewiduje grupowanie razem z prążkami głównymi harmonicznych również prążki leżące w bezpośrednim ich sąsiedztwie. Wynika to stąd, że energia składowych może częściowo przechodzić do sąsiednich 111

112 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 składowych interharmonicznych. Przewidziano dwie metody grupowania: grupa harmoniczna (grupuje się prążek główny oraz po pięć lub sześć sąsiednich składowych interharmonicznych), podgrupa harmoniczna (grupuje się prążek główny oraz po jednym z prążków sąsiednich). Rys. 74. Wyznaczanie podgrup harmonicznych (sieć 50Hz). Norma PN-EN zaleca, aby w analizatorach sieci stosować metodę podgrup harmonicznych. Przykład Aby wyliczyć składową 3-ciej harmonicznej w sieci 50Hz należy wziąć pod uwagę prążek główny 150Hz oraz prążki sąsiednie 145Hz i 155Hz. Amplitudę wynikową wylicza się metodą RMS Współczynnik THD Współczynnik zniekształceń harmonicznych THD (ang. Total Harmonic Distortion) jest najpopularniejszym wskaźnikiem odkształcenia przebiegów. W praktyce używane są dwie odmiany tego współczynnika: THD F (THD-F lub po prostu THD) współczynnik zniekształceń harmonicznych odniesiony do składowej podstawowej przebiegu (z ang. fundamental), THD R (THD-R) współczynnik zniekształceń harmonicznych odniesiony do wartości skutecznej (RMS) przebiegu. W obu przypadkach THD jest wyrażane w procentach. Poniżej podano definicje: 112 THD F = n h=2 A h 2 100% A 1 THD R = n h=2 A h 2 100% A RMS gdzie: A h wartość skuteczna harmonicznej h-tego rzędu, A 1 wartość skuteczna składowej podstawowej, A RMS wartość skuteczna przebiegu. Ograniczenie liczby harmonicznych uwzględnianych przy wyliczaniu THD ma charakter

113 6 Jakość zasilania przewodnik umowny i wynika przede wszystkim z ograniczeń pomiarowych urządzenia. Ponieważ analizatory PQM-70X umożliwiają pomiar składowych harmonicznych do 50-tego rzędu (PQM-700 do 40- tego), przy wyliczaniu THD uwzględniane są harmoniczne do rzędu 50-tego lub 40-tego. Należy pamiętać, że dwie wymienione definicje będą dawały znacznie różniące się od siebie wartości przy mocno odkształconych przebiegach. THD R nie może przekroczyć wartości 100%, natomiast THD F takiego limitu nie ma i może przyjmować wartości nawet 200% lub więcej. Taki przypadek zaobserwować można przy pomiarach znacznie odkształconego prądu. Zniekształcenia harmoniczne napięć zwykle nie przekraczają kilku procent (zarówno THD F i THD R); np. norma EN za limit przyjmuje wartość 8% (THD F) Współczynnik K Współczynnik K, zwany również współczynnikiem strat w transformatorze (K-Factor) jest wielkością wykorzystywaną przy określaniu wymagań dotyczących transformatorów zasilających. Wyższe harmoniczne w prądzie powodują wzrost strat cieplnych w uzwojeniach i elementach metalowych transformatora. Główną przyczyną są prądy wirowe generowane przez składowe prądu o wyższych częstotliwościach oraz efekt naskórkowości. Wzrost temperatury transformatora jest wprost proporcjonalny do kwadratu częstotliwości składowych prądu, dlatego wielkość zwana współczynnikiem strat w transformatorze, inaczej współczynnikiem K, uwzględnia ten fakt i jest on wyliczany na podstawie następującego wzoru: 50 KFactor = I 2 hr h 2 113

114 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 migotanie światła; również w tym przypadku szczególnie uciążliwe są subharmoniczne. Np. subharmoniczna o częstotliwości 8,8Hz powoduje modulację napięcia sieci w zakresie, gdzie oko ludzkie jest najbardziej wrażliwe na to zjawisko (patrz również rozdział 6.6), oscylacje niskoczęstotliwościowe w układach mechanicznych, zakłócenia pracy układów sterowania i zabezpieczeń, interferencje telekomunikacyjne i akustyczne, nasycanie rdzeni magnetycznych przez składowe subharmoniczne (przekładniki, silniki itp.). Interakcja wyższych harmonicznych i interharmonicznych może również prowadzić do nieoczekiwanych zjawisk jak zdudnienia się na niskich częstotliwościach. Dla przykładu harmoniczna 9-ta (450Hz) wraz z interharmoniczną o częstotliwości 460Hz powoduje powstanie efektu zdudnienia na częstotliwości 10Hz, mimo, że w widmie częstotliwościowym nie występuje składowa o tej częstotliwości. Oko ludzkie jest w tym zakresie częstotliwości bardzo wrażliwe i taka interakcja doprowadzić do znaczącego efektu migotania światła. Przebieg napięcia 230V/50Hz w takiej sytuacji pokazano na Rys. 75 (założono dużo większy poziom interharmonicznej niż typowo, aby uwidocznić efekt na rysunku) Rys. 75. Efekt interakcji harmonicznej 9-tej (450Hz, 10% Unom) i interharmonicznej 460Hz (10% Unom). Widoczna zmiana obwiedni napięcia z częstotliwością 10Hz, mogąca wywołać zjawisko migotania światła (Unom = 230V RMS, 50Hz) Metoda wyznaczania interharmonicznych Pomiar interharmonicznych jest przeprowadzany zgodnie z zaleceniami normy PN-EN i PN-EN Podają one sposób obliczania poszczególnych składowych interharmonicznych w analizatorach jakości zasilania. Cały proces podobnie jak dla składowych harmonicznych składa się z kilku etapów: próbkowanie synchroniczne (10/12 okresów), analiza FFT (szybkie przekształcenie Fouriera), grupowanie. Analizie FFT poddawane jest okno pomiarowe 10/12 okresowe (ok. 200ms). W jej wyniku otrzymywany jest zbiór prążków widmowych od częstotliwości 0Hz (DC). Odstęp między kolejnymi prążkami wynika z przyjętego czasu trwania okna pomiarowego i wynosi w przybliżeniu 5Hz. 114

115 6 Jakość zasilania przewodnik Rys. 76. Wyznaczanie podgrup interharmonicznych (sieć 50Hz) Każda podgrupa interharmoniczna jest sumą RMS 7-miu (w przypadku sieci 50Hz) lub 9-ciu (dla sieci 60Hz) prążków widmowych uzyskiwanych przez przekształcenie Fouriera. Wyjątkiem jest podgrupa rządu zerowego, czyli podgrupa subharmoniczna, która zawiera jeden prążek więcej - 5Hz). Pokazuje to Rys. 76 na przykładzie sieci 50Hz. Podgrupa interharmoniczna rzędu 0, czyli subharmoniczna, składa się z ośmiu prążków o częstotliwościach od 5Hz do 40Hz. Każda kolejna podgrupa interharmoniczna składa się z siedmiu prążków usytuowanych między podgrupami harmonicznymi, np. podgrupa rzędu pierwszego zawiera prążki widmowe o częstotliwościach od 60Hz do 90Hz. W przypadku podgrupy subharmonicznej rozszerzono zakres prążków o prążek 5Hz, gdyż w przeciwnym wypadku energia w tym najniższym paśmie częstotliwości byłaby nie uwzględniona i utracona. Wszystkie kolejne prążki widmowe są uwzględniane albo w podgrupie harmonicznej albo podgrupie interharmonicznej. Podobnie jak w przypadku harmonicznych, interharmoniczne wylicza się do rzędu co najmniej 50-tego; dla częstotliwości sieci 50Hz daje więc to zakres nieco powyżej 2,5kHz, a dla 60Hz nieco więcej niż 3kHz Współczynnik zniekształceń interharmonicznych TID Miarą całkowitej obecności interharmonicznych w sygnale jest współczynnik zawartości interharmonicznych TID, który zdefiniowano jako: n ih=0 A ih 2 TID F = 100% A 1 n ih=0 A ih 2 TID R = 100% A RMS gdzie: TID F - współczynnik zawartości interharmonicznych względem składowej podstawowej, TID R - współczynnik zawartości interharmonicznych względem wartości skutecznej, A ih wartość skuteczna interharmonicznej ih-tego rzędu (podgrupy interharmonicznej), A 1 wartość skuteczna składowej podstawowej, A RMS wartość skuteczna przebiegu, n - w przypadku PQM-701(Zr) i PQM-702 jest równe 50, dla PQM TID jest stosunkiem wartości skutecznej wszystkich interharmonicznych do składowej podstawowej (dla TID F) lub wartości skutecznej (dla TID R). Akceptowalny poziom zakłóceń interharmonicznych w napięciu jest kwestią dyskutowaną w kręgach związanych z jakością energii elektrycznej. Część źródeł podaje, że całkowity współczynnik zniekształceń interharmonicznych w napięciu nie powinien przekraczać 0,2%. 115

116 6.10 Asymetria Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Asymetria jest pojęciem związanym z sieciami trójfazowymi i może się odnosić do: asymetrii napięć zasilających, asymetrii prądów obciążenia, asymetrii odbiornika. Asymetria napięć (prądów) występuje w sieciach trójfazowych, gdy wartości trzech napięć (prądów) składowych różnią się między sobą i/lub kąty między poszczególnymi fazami są różne od 120. Asymetria odbiornika występuje wtedy, gdy impedancje poszczególnych gałęzi odbiornika nie są sobie równe. Zjawiska te są szczególnie groźne dla silników trójfazowych, w których nawet niewielka asymetria napięć może prowadzić do wielokrotnie większej asymetrii prądów. W takich warunkach moment obrotowy silnika ulega zmniejszeniu i powstają zwiększone straty cieplne w uzwojeniach i zużycie mechaniczne. Asymetria niekorzystnie odbija się również na transformatorach zasilających. Najczęstszym źródłem asymetrii jest nierównomierne obciążenie poszczególnych faz. Dobrym przykładem jest podłączanie do sieci trójfazowych dużych obciążeń jednofazowych takich jak kolejowe silniki trakcyjne. Analizatory PQM-70X pozwalają na pomiar asymetrii napięć i prądów metodą składowych symetrycznych. Metoda ta opiera się na założeniu, że każdy zestaw trzech niezrównoważonych wektorów składowych można rozłożyć na sumę trzech grup wektorów: składowej zgodnej, przeciwnej i zerowej. Rys. 77. Przykład wyznaczania składowej symetrycznej zgodnej. Jako przykład podano sposób obliczania składowej zgodnej napięcia. Z definicji: U + = 1 3 U 1A + au 1B + a 2 U 1C gdzie: U + jest wektorem składowej zgodnej, U 1A, U 1B, U 1C są wektorami składowych podstawowych napięć fazowych U A, U B, U C a = 1e j120 = j a 2 = 1e j240 = j Na Rys. 77 przedstawiono graficzny sposób wyznaczania tej składowej. Jak widać z podanej definicji, wektor składowej zgodnej jest równy jednej trzeciej sumy składników: U 1A, au 1B, a 2 U 1C. 116

117 6 Jakość zasilania przewodnik Operator a i a 2 to jednostkowe wektory o kątach 120 i 240. Procedura jest następująca: wektor napięcia U 1B należy obrócić o kąt 120 przeciwnie do ruchu wskazówek zegara (mnożenie przez a) i dodać do wektora U 1A. Następnie wektor U 1C należy obrócić o kąt 240 i dodać do poprzedniej sumy wektorów. W efekcie powstaje wektor 3U +. Wektor U + jest szukaną składową symetryczną kolejności zgodnej. Zauważmy, że w przypadku idealnej symetrii (równe napięcia i kąty) składowa zgodna będzie równa co do wartości napięciom fazowym. Składowa zgodna jest miarą podobieństwa badanego zestawu wektorów trójfazowych do symetrycznego zestawu wektorów kolejności zgodnej. Analogicznie, składowa przeciwna jest miarą podobieństwa do symetrycznego zestawu trójfazowych wektorów kolejności przeciwnej. Składowa zerowa istnieje w systemach, w których suma trzech napięć (lub prądów) nie jest równa zeru. Powszechnie używaną w energetyce wielkością charakteryzującą asymetrię sieci są współczynniki asymetrii składowej przeciwnej i zerowej (wzory dla napięcia): u 0 = U 0 U 1 100% u 2 = U 2 U 1 100% gdzie: u 0 współczynnik asymetrii składowej zerowej, u 2 współczynnik asymetrii składowej przeciwnej, U 0 składowa symetryczna zerowa, U 1 składowa symetryczna zgodna, U 2 składowa symetryczna przeciwna. Najwygodniejszą metodą obliczania składowych symetrycznych i współczynników asymetrii jest posłużenie się rachunkiem liczb zespolonych. Parametrami wektorów są amplituda składowej podstawowej napięcia (prądu) oraz jej bezwzględny kąt przesunięcia fazowego. Obie te wartości są uzyskiwane z przekształcenia FFT Detekcja zdarzeń Analizatory PQM-70X oferują szerokie możliwości wykrywania zdarzeń w mierzonej sieci. Zdarzeniem nazywamy sytuację, w której wartość wybranego parametru sieci przekracza próg zdefiniowany przez użytkownika. Fakt wystąpienia zdarzenia jest rejestrowany na karcie pamięci w postaci wpisu zawierającego: rodzaj parametru, kanał, w którym zdarzenie wystąpiło, czasy początku i końca zdarzenia, wartość progową ustawioną przez użytkownika, wartość ekstremalną parametru zmierzoną podczas trwania zdarzenia, wartość średnią parametru zmierzoną podczas trwania zdarzenia. W zależności od rodzaju parametru można ustawić jeden, dwa lub trzy progi, które będą sprawdzane przez analizator. W tabeli zebrano wszystkie parametry, dla których można wykrywać zdarzenia z wyróżnieniem typów progów. Tab. 6. Typy progów zdarzeń dla poszczególnych parametrów. Parametr Przerwa Zapad Przepięcie Minimum Maksimum U Wartość skuteczna napięcia (1) U DC Składowa stała napięcia f Częstotliwość 117

118 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 CF U Współczynnik szczytu napięcia u 2 Współczynnik asymetrii składowej przeciwnej napięcia P st Wskaźnik migotania światła P st P lt Wskaźnik migotania światła P lt I Wartość skuteczna prądu CF I Współczynnik szczytu prądu i 2 Współczynnik asymetrii składowej przeciwnej prądu P Moc czynna Q 1, Q B Moc bierna S Moc pozorna D, S N Moc odkształcenia PF Współczynnik mocy cosϕ Współczynnik przesunięcia fazowego tgϕ Współczynnik tangensϕ E P+, E P- Energia czynna (pobrana i oddana) E Q+, E Q- Energia bierna (pobrana i oddana) E S Energia pozorna THD F U Współczynnik THD F napięcia U h2..u h50 Amplitudy harmonicznych napięcia (rząd n = 2 50) THD F I Współczynnik THD F prądu I h2..i h50 Amplitudy harmonicznych prądu (rząd n = 2 50) TID F U Współczynnik TID F napięcia U ih0..u ih50 Amplitudy interharmonicznych napięcia (rząd n = 0 50) TID F I Współczynnik TID F prądu I ih0..i ih50 Amplitudy interharmonicznych prądu (rząd n = 0 50) K Współczynnik strat w transformatorze K (1) dotyczy napięcia U N-PE Niektóre z parametrów mogą przyjmować wartości zarówno dodatnie jak i ujemne. Przykładem może być moc czynna, moc bierna i współczynnik mocy. Ponieważ próg detekcji zdarzenia może być tylko dodatni, aby zapewnić poprawną detekcję zdarzeń dla wymienionych parametrów analizator porównuje z ustawionym progiem wartości bezwzględne tych parametrów. Przykład Próg zdarzenia od mocy czynnej ustawiono na wartość 10kW. Jeśli obciążenie ma charakter generatora, moc czynna przy poprawnym podłączeniu cęgów prądowych będzie miała znak ujemny. Jeśli zmierzona wartość bezwzględna mocy czynnej przekroczy wartość progu, czyli 10kW (np. -11kW) zostanie zarejestrowane zdarzenie przekroczenia wartości maksymalnej mocy czynnej. Dwa typy parametrów: wartość skuteczna napięcia i wartość skuteczna prądu mogą generować zdarzenia, które użytkownik może wzbogacić o zapis przebiegów chwilowych (oscylogramów). Przebiegi aktywnych kanałów (napięciowych i prądowych) są zapisywane przez analizator w momencie rozpoczęcia i zakończenia zdarzenia. W obu przypadkach rejestrowanych jest sześć 118

119 6 Jakość zasilania przewodnik okresów: dwa przed chwilą rozpoczęcia (zakończenia) zdarzenia i cztery po rozpoczęciu (zakończeniu). Oscylogramy są zapisywane w formacie 8-bitowym z częstotliwością próbkowania 10,24kHz. Informacja o zdarzeniu jest zapisywana w momencie jego zakończenia. W niektórych przypadkach może się zdarzyć, że w chwili zakończenia rejestracji jakieś zdarzenie było aktywne (np. trwał zapad napięcia). Informacja o takim zdarzeniu również jest zapisywana, jednak z następującymi zmianami: brak jest czasu końca zdarzenia, wartość ekstremalna liczona jest tylko za okres do momentu zatrzymania rejestracji, wartość średnia nie jest podawana, dla zdarzeń związanych z napięciem lub prądem skutecznym dostępny jest jedynie oscylogram początku. Aby wyeliminować wielokrotną detekcję zdarzenia, gdy wartość parametru oscyluje wokół wartości progowej, wprowadzono definiowaną przez użytkownika histerezę detekcji zdarzeń. Określa się ją w procentach w sposób następujący: dla zdarzeń od wartości skutecznej napięcia jest to procent wartości nominalnej napięcia (np. 2% od 230V, czyli 4,6V), dla zdarzeń od wartości skutecznej prądu jest to procent zakresu nominalnego prądu (np. dla cęgów C-4 i braku przekładników prądowych, histereza 2% jest równa 0, A = 20A, dla pozostałych parametrów histereza jest określona jako procent wartości progu maksymalnego (np. jeśli próg maksymalny dla współczynnika szczytu prądu ustawiono na wartość 4,0 histereza wyniesie 0,02 4,0 = 0, Detekcja zapadów, przepięć i przerw w napięciu Zapady, przepięcia i przerwy w napięciu są zaburzeniami sieci, w czasie których wartość skuteczna napięcia znacznie różni się od wartości nominalnej. Każdy z tych trzech stanów może zostać wykryty przez analizator po włączeniu detekcji zdarzeń i określeniu przez użytkownika wartości progów. Zapad napięcia jest stanem, w którym wartość skuteczna napięcia jest niższa od ustalonego przez użytkownika progu zapadu. Podstawą pomiaru zapadu jest wartość U RMS(1/2), czyli wartość skuteczna okresowa odświeżana co pół okresu. Definicja zapadu (za normą PN-EN ): zapad napięcia rozpoczyna się w chwili, w której napięcie U RMS(1/2), zmaleje poniżej wartości progowej zapadu, i kończy w chwili, w której wartość napięcia U RMS(1/2) jest równa lub większa od progu zapadu powiększonego o histerezę napięcia. Próg zapadu ustala się zwykle na poziomie 90% U nom. W czasie trwania zapadu analizator zapamiętuje minimalną zarejestrowaną wartość napięcia (wartość ta zwana napięciem resztkowym U res jest jednym z parametrów charakteryzujących zapad) oraz średnią wartość napięcia. 119

120 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Rys. 78. Przepięcia, zapady i przerwy napięcia. Przerwa w zasilaniu jest stanem, w którym napięcie U RMS(1/2) jest niższe od ustalonego progu przerwy. Zwykle próg przerwy jest ustalany znacznie niżej od progu zapadu, na poziomie ok % U nom. Przerwa rozpoczyna się w chwili, w której napięcie U RMS(1/2), zmaleje poniżej wartości progowej przerwy, a kończy w chwili, w której wartość napięcia U RMS(1/2) jest równa lub większa od progu przerwy powiększonego o histerezę napięcia. W czasie trwania przerwy analizator zapamiętuje minimalną zarejestrowaną wartość napięcia oraz średnią wartość napięcia. Przepięcie napięcia jest stanem podwyższonej wartości napięcia. Próg przepięcia zwykle ustala się na poziomie zbliżonym do 110% U nom. Przepięcie napięcia rozpoczyna się w chwili, w której napięcie U RMS(1/2), wzrośnie powyżej wartości progowej przepięcia, a kończy w chwili, w której wartość napięcia U RMS(1/2) jest równa lub mniejsza od progu przepięcia pomniejszonego o histerezę napięcia. W czasie trwania przepięcia analizator zapamiętuje maksymalną zarejestrowaną wartość napięcia oraz średnią wartość napięcia. Wartość histerezy dla tych 120 Rys. 79. Wyznaczanie wartości U rms(1/2) trzech stanów jest taka sama i wyrażona jest jako ustalona przez użytkownika wartość procentowa napięcia nominalnego (parametr Histereza detekcji zdarzeń).

121 6 Jakość zasilania przewodnik Analizator zapamiętuje czas rozpoczęcia i zakończenia zdarzenia (z dokładnością do połowy okresu). Minimalny czas trwania zdarzenia zapadu, przerwy i przepięcia wynosi pół okresu. Wartości U RMS(1/2), są wyznaczane w czasie 1 okresu w chwili przejścia przez zero składowej podstawowej napięcia i odświeżane co pół okresu niezależnie dla każdego kanału napięciowego. Oznacza to, że wartości te będą otrzymywane w różnych czasach dla różnych kanałów. Rys. 79 ilustruje sposób wyznaczania wartości RMS 1/2 na przykładzie dwóch faz napięcia. Informacja o przejściu przez zero składowej podstawowej jest uzyskiwana drogą przekształcenia FFT Krzywe CBEMA i ANSI Krzywa CBEMA została pierwszy raz zaproponowana w latach 70-tych ubiegłego wieku przez organizację, od której pochodzi nazwa krzywej - Computer and Business Equipment Manufacturers Association (dzisiaj organizacja ITI, Information Technology Industry), która zrzeszała producentów sprzętu komputerowego i biurowego. Krzywa miała służyć jako wskazówka przy konstrukcji zasilaczy sieciowych i pierwotnie przedstawiała wykres tolerancji sprzętu na wielkość i czas trwania zaburzeń w sieci energetycznej. W późniejszym okresie krzywą wykorzystywano przy projektowaniu sprzętu czułego na wahania napięcia jako referencyjny zakres, w którym sprzęt musi działać poprawnie. W końcu krzywa zaczęła być powszechnie używana przy analizie jakości zasilania dotyczącej zaburzeń typu przepięcie, zanik i zapad w sieci. Na wykresie na osi pionowej jest wartość napięcia podana w procentach względem wartości nominalnej, a na osi poziomej jednostką jest czas (w skali logarytmicznej). Środkowa część wykresu (między krzywymi) reprezentuje obszar poprawnej pracy urządzenia. Obszar powyżej wyznacza stany podwyższonego napięcia, które mogą doprowadzić do uszkodzenia bądź wyzwolenia zabezpieczeń nadnapięciowych, zaś obszar pod krzywymi odnosi się do sytuacji obniżonego napięcia w sieci, co może spowodować wyłączenie zasilania lub chwilowy niedobór energii powodujący niewłaściwą pracę urządzeń. Rys. 80. Krzywe tolerancji napięcia zasilającego ANSI (ITIC) i CBEMA. 121

122 Instrukcja obsługi Sonel Analiza 2.0 Jak widać na wykresie, istnieje zależność między wartością napięcia i czasem występowania zaburzenia. Dla przykładu, przerost napięcia o poziomie 200%U nom i czasie trwania 1ms w typowych przypadkach nie skutkuje awarią lub błędnym działaniem (punkt między krzywymi), ale zaburzenie o takiej amplitudzie trwające pół okresu sieci może mieć fatalne skutki (punkt powyżej obu krzywych). Generalnie przyjęto, że w typowej sytuacji zdarzenia występujące w sieci energetycznej, jeśli chodzi o wartość napięcia sieciowego, powinny być zawarte w obszarze środkowym wykresu (między krzywymi) i nie powinny one wtedy prowadzić do błędnego działania lub uszkodzenia podłączonych urządzeń. Producenci urządzeń (a w szczególności zasilaczy sieciowych) często kierują się tym wykresem przy projektowaniu, aby w tym obszarze zapewnić ich bezawaryjną pracę i utrzymanie właściwego napięcia wyjściowego. Należy jednak pamiętać, że krzywa reprezentuje przypadki typowe i nie może być gwarancją poprawnej pracy każdego urządzenia, gdyż tolerancja na zaburzenia jest różna. Krzywa ITIC jest następcą krzywej CBEMA, opracowaną przez ITI w 1994 roku, a później zmodyfikowaną do obecnej postaci w roku Krzywa ta ma postać dwóch łamanych i znana jest również pod nazwą krzywej ANSI, po tym jak została adaptowana przez amerykański instytut standaryzacyjny ANSI (ang. American National Standards Institute). Obie krzywe pokazano na Rys. 81. Program Sonel Analiza udostępnia możliwość modyfikacji charakterystycznych punktów krzywych pozwalając na dopasowanie do indywidualnych wymagań użytkownika (zobacz pkt ) Uśrednianie wyników pomiarów Monitorowanie sieci w dłuższym okresie czasu oznacza zebranie ogromnej ilości danych. Aby późniejsza analiza tych danych w ogóle była możliwa do przeprowadzenia, konieczne stało się wprowadzenie mechanizmów, które zmniejszą rozmiar danych do wielkości akceptowalnej zarówno przez maszynę jak i człowieka. Za przykład niech posłuży badanie sieci na zgodność z normą jakości energii EN Podstawowy okres badania sieci wynosi tydzień. Gdyby zapamiętać wszystkie 200-milisekundowe wartości skuteczne napięcia otrzymamy 3,024 mln pomiarów. Obróbka takiej ilości danych może być czasochłonna i utrudniona. Wprowadzono zatem koncepcję uśredniania, polegającą na zapisywaniu do celów analizy po jednej wartości na pewien określony przedział czasu. Dla normy EN wynosi on 10 minut. Analizator w takim przypadku wylicza wartość średnią 10-minutową na podstawie ok wartości 200-milisekundowych (w przybliżeniu, gdyż umowna wartość 200-milisekundowa to w rzeczywistości wartość 10/12-okresowa zsynchronizowana z częstotliwością sieci). Co 10 minut zapisywana jest kolejna wartość średnia napięcia, co prowadzi do zebrania jedynie 1008 wyników pomiaru. Na Rys. 82 pokazano sposób wyznaczania średnich wartości przez analizatory PQM-70X przy czasach uśredniania większych niż lub równych od 10 sekund na przykładzie czasu uśredniania 10 minut. Metoda ta spełnia wymogi dla klasy A normy PN-EN :

123 6 Jakość zasilania przewodnik Rys. 81. Wyznaczanie przedziałów uśredniania dłuższych (lub równych) od 10 sekund (na przykładzie uśredniania 10-minutowego) Wartości średnie są synchronizowane z zegarem czasu rzeczywistego w następujący sposób. Gdy zegar odmierzy kolejną całkowitą wielokrotność okresu uśredniania, zachodzą dwa procesy: bieżący przedział 10/12-okresowy (k-ty pomiar na Rys. 81) jest znaczony jako ostatni w przedziale agregacji (x), równolegle rozpoczynany jest pierwszy przedział 10/12-okresowy kolejnego przedziału uśredniania (x+1). Taki sposób resynchronizacji prowadzi do powstania Nakładki 1 (patrz Rys. 81). Dane z tego obszaru są przetwarzane dwukrotnie, gdyż każdy z przedziałów 10/12-okresowych jest analizowany niezależnie. Celem takiego sposobu resynchronizacji jest zapewnienie, że dwa analizatory klasy A, podłączone do tego samego układu, i zsynchronizowane z czasem uniwersalnym UTC, dadzą identyczne wyniki pomiarów. Przykładowo w analizatorze PQM-702 resynchronizacja przedziałów wg opisanego wyżej sposobu jest wykonywana dla czasów uśredniania: 10s, 15s, 30s, 1min, 3min, 5min, 10min, 15min, 30min, 60min, 120min. Nieco inaczej wygląda uśrednianie przy czasach mniejszych od 10 sekund. Mimo, że wszystkie są wyrażone w jednostkach czasu (200ms, 1s, 3s, 5s) w rzeczywistości są one odmierzane w wielokrotnościach okresu sieci. Dla przykładu, wybranie czasu uśredniania 3 sekundy, oznacza uśrednianie w czasie 150/180 okresów sieci (15 pomiarów 10/12 okresowych). 123

124 Instrukcja obsługi Sonel Analiza Rys. 82. Wyznaczanie przedziałów uśredniania krótszych od 10 sekund (na przykładzie uśredniania 3-sekundowego) Sposób określania wartości średnich dla tych okresów obrazuje Rys. 82. Również tutaj wykonywana jest resynchronizacja przedziałów 10/12-okresowych, lecz jest ona wykonywana zawsze co całkowity czas zegarowy 10 minut. Gdy zegar odmierzy kolejną całkowitą wielokrotność okresu 10 minut, resynchronizowany jest kolejny przedział agregacji i jest rozpoczynany kolejny przedział, przy czym przedział agregacji (x) jest kończony normalnie, aż do zebrania określonej liczny okiem 10/12-okresowych (np. w przypadku uśredniania 3-sekundowego zbieranych jest zawsze 15 takich przedziałów). Skutkiem resynchronizacji jest powstanie Nakładki 2 (patrz Rys. 82), gdzie przetwarzane są równolegle dane dwóch przedziałów agregacji (przedział (x) jest kończony, przedział (x+1) rozpoczynany). Wielkość nakładki jest zależna od wahań częstotliwości sieci. Etykieta czasowa odpowiada końcowi przedziału agregacji. Uśrednianie wyników pomiarów powoduje utratę wartości ekstremalnych (wygładzenie wyników). W przypadkach, gdy informacja o granicznych wartościach mierzonego parametru jest istotna, użytkownik może skorzystać z możliwości pomiaru wartości minimalnej, maksymalnej i chwilowej w okresie uśredniania. Jeśli dany parametr mierzony jest w czasie 10/12 okresów, to wartość maksymalna i minimalna jest odpowiednio największą i najmniejszą wartością 10/12- okresową zmierzoną w danym przedziale uśredniania. Z kolei wartość chwilowa jest ostatnią wartością 10/12-okresową w danym okresie uśredniania. W przypadku wartości skutecznych prądów i napięć metoda wyszukiwania wartości minimalnych i maksymalnych jest bardziej elastyczna i kontrolowana przez parametr Okres wyznaczania min./maks. Do dyspozycji użytkownika są następujące opcje: połowa okresu, 200ms, 1s, 3s i 5s. Wybranie opcji połowa okresu daje wyszukiwanie wartości minimalnej i maksymalnej z największą czułością z dokładnością do wartości U rms(1/2). Ze wzrostem tego czasu wprowadza się dodatkowe wygładzanie, np. przy 5-ciu sekundach najpierw jest wyliczana średnia wartość 5-sekundowa, która następnie jest używana do wyszukiwania wartości minimalnej i maksymalnej. Daje to mniejszą wrażliwość na chwilowe zmiany wartości mierzonej. Uwaga: podobnie jak w przypadku okresów uśredniania poniżej 10 sekund, czasy 200ms, 1s, 3s i 5s w rzeczywistości są wyrażone w wielokrotnościach okresu sieci odpowiednio 10/12, 50/60, 150/180 i 250/300 okresów sieci.