Opracowanie koncepcji i ocena wykonalności urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do odbiorcy

Transkrypt

1 Zakład Sieci (Z 2) Opracowanie koncepcji i ocena wykonalności urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do odbiorcy Praca nr Warszawa, grudzień 2008

2 Opracowanie koncepcji i ocena wykonalności urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do odbiorcy. Praca nr Słowa kluczowe: jakość energii elektrycznej; pomiar energii elektrycznej.. Kierownik pracy: mgr inż. Stanisław Dziubak. Wykonawcy pracy : mgr inż. Stanisław Dziubak gł. spec. mgr inż. Paweł Gajewski st. spec. b-t mgr inż. Dariusz Gacoń st. spec. b-t mgr inż. Grzegorz Mitura mł.spec. techn. Grzegorz Baumgart st. technik. Kierownik Zakładu : mgr inż. Dariusz Gacoń. Copyright by Instytut Łączności, Warszawa

3 Spis treści Spis treści Definicje Uzasadnienie potrzeby powstania urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy Wymagania techniczno-eksploatacyjne dla urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczania do końcowego odbiorcy Koncepcja realizacji urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy Analiza wykonalności urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy Bibliografia

4 1. Definicje Tor pomiarowy odrębny obwód pomiarowy w przyrządzie. UWAGA Pojęcia tor pomiarowy i faza mają różne znaczenia. W torze napięciowym mierzona jest z definicji różnica potencjałów pomiędzy dwoma przewodnikami. Faza odnosi się do pojedynczego przewodnika. W układzie wielofazowym tor pomiarowy może być pomiędzy dwoma fazami lub między fazą i przewodem neutralnym lub pomiędzy fazą, a ziemią. Deklarowane napięcie wejściowe Udin wartość napięcia wyznaczona na podstawie deklarowanego napięcia zasilającego i przełożenia przetwornika. Deklarowane napięcie zasilające Uc deklarowane napięcie zasilające Uc jest w normalnych warunkach równe napięciu znamionowemu Un. Jeżeli, w wyniku porozumienia między dostawcą i odbiorcą, na zaciskach odbiorcy występuje napięcie różniące się od znamionowego, wówczas jest ono deklarowanym napięciem zasilającym Uc. Wartość progowa zapadu wartość napięcia określona w celu wyznaczenia początku i końca zapadu napięcia. Oznaczone wyniki pomiaru dla każdego czasu pomiaru, podczas którego występują przerwy, zapady lub wzrosty napięcia, wynikom pomiarów wszystkich innych parametrów, które w tym czasie zostały zmierzone, przyporządkowuje się znacznik. Migotanie światła wrażenie niestabilności postrzeganego obrazu spowodowane przez bodziec świetlny, którego luminancja lub rozkład widmowy zmieniają się w czasie. Składowa podstawowa składowa o częstotliwości podstawowej. 4

5 Częstotliwość podstawowa częstotliwość w widmie uzyskanym z transformaty Fouriera funkcji czasu, względem której odniesione są wszystkie częstotliwości widma. UWAGA W przypadku jakiejkolwiek wątpliwości, częstotliwość podstawowa powinna być wyznaczona na podstawie liczby biegunów i prędkości wirowania generatora synchronicznego (generatorów) zasilającego system. Składowa harmoniczna każda składowa o częstotliwości harmonicznej. UWAGA Jej wartość jest zwykle podawana jako wartość skuteczna. W skrótowej formie składowa ta może być określana mianem harmonicznej. Częstotliwość harmonicznej częstotliwość będąca całkowitą krotnością częstotliwości podstawowej. UWAGA Iloraz częstotliwości harmonicznej i częstotliwości podstawowej jest rzędem harmonicznej Histereza różnica pomiędzy wartościami progowymi początku i końca pomiaru. UWAGA 1 Ta definicja dotyczy pomiarów parametrów jakości energii (PQ) i jest różna od definicji podanej w IEV, która odnosi się do nasycenia żelaznego rdzenia. UWAGA 2 Celem wprowadzenia histerezy w pomiarach PQ jest uniknięcie zliczania wielokrotnych zaburzeń w przypadku, gdy wartość mierzonego parametru oscyluje wokół wartości progowej. Wielkość mająca wpływ na wynik pomiaru każda wielkość, która może mieć wpływ na działanie przyrządu pomiarowego. UWAGA Wielkość ta jest z reguły zewnętrzna względem przyrządu pomiarowego. Składowa interharmoniczna składowa o częstotliwości interharmonicznej. UWAGA Jej wartość jest zwykle podawana jako wartość skuteczna. W skrótowej formie składowa ta może być określana mianem interharmonicznej. 5

6 Częstotliwość interharmoniczna każda częstotliwość, która nie jest całkowitą krotnością częstotliwości podstawowej. UWAGA 1 Poprzez rozwinięcie terminu rząd harmonicznej termin rząd interharmonicznej określa się jako iloraz częstotliwości interharmonicznej i częstotliwości podstawowej. Iloraz ten nie jest liczbą całkowitą (zalecany symbol m ). UWAGA 2 Jeśli m<1, może być stosowany termin częstotliwość subharmoniczna. Przerwa zmniejszenie wartości napięcia, w rozważanym punkcie systemu zasilającego, poniżej wartości progowej przerwy. Wartość progowa przerwy wartość napięcia określona w celu wyznaczenia początku i końca przerwy w zasilaniu. Niepewność pomiaru maksymalne spodziewane odchylenie pomiędzy wartością zmierzoną a rzeczywistą. Napięcie znamionowe Un napięcie określające lub identyfikujące system zasilający. Odchylenie w górę różnica pomiędzy zmierzoną i znamionową wartością parametru, tylko w przypadku gdy wartość zmierzona jest większa niż znamionowa. Jakość energii elektrycznej charakterystyki energii elektrycznej w danym punkcie systemu elektroenergetycznego, oceniane na podstawie zbioru parametrów referencyjnych. UWAGA Parametry te w pewnych przypadkach mogą dotyczyć kompatybilności pomiędzy dostawą energii elektrycznej w sieci zasilającej i odbiornikami przyłączonymi do tej sieci. 6

7 Wartość skuteczna Pierwiastek kwadratowy z średniej arytmetycznej sumy kwadratów wartości chwilowych mierzonej wielkości uzyskanych w określonym przedziale czasu i w określonym paśmie. Wartość skuteczna półokresowa Urms(1/2) wartość skuteczna mierzonej wielkości wyznaczona w ciągu jednego okresu rozpoczynającego się w chwili przejścia przez zero składowej podstawowej i uaktualniana co pół okresu. UWAGA 1 Technika ta jest stosowana niezależnie dla każdego toru pomiarowego i w przypadku systemów wielofazowych daje wartości skuteczne w kolejnych chwilach czasu w różnych torach pomiarowych. UWAGA 2 Ta wartość jest stosowana jedynie w odniesieniu do detekcji zapadów, wzrostów i przerw w zasilaniu. Przedział zmian wielkości wpływających na pomiar przedział zmian wartości pojedynczej wielkości wpływającej na pomiar. Pomiarowy tor referencyjny jeden z napięciowych torów pomiarowych zaprojektowany jako tor odniesienia dla pomiarów wielofazowych. Napięcie resztkowe Ures minimalna wartość napięcia Urms(1/2) zarejestrowana podczas zapadu napięcia lub przerwy w zasilaniu. UWAGA Napięcie resztkowe jest wyrażane w woltach, procentach lub jednostkach względnych w odniesieniu do deklarowanego napięcia wejściowego. Wartość referencyjna napięcia w przesuwnym oknie czasowym Usr Wartość napięcia uśredniona w określonym przedziale czasu, reprezentująca napięcie poprzedzające zapad napięcia lub jego wzrost. UWAGA Wartość referencyjna napięcia w przesuwnym oknie czasowym jest stosowana do wyznaczania zmiany napięcia podczas zapadu lub wzrostu. Wartość progowa wzrostu napięcia wartość napięcia określona w celu wyznaczenia początku i końca wzrostu. 7

8 Agregacja czasowa kombinacja kilku kolejnych wartości rozważanego parametru (każdy wyznaczony w takich samych przedziałach czasu) w celu uzyskania wartości dla dłuższego przedziału czasu. Odchylenie w dół absolutna wartość różnicy pomiędzy zmierzoną i znamionową wartością parametru, tylko w przypadku gdy zmierzona wartość parametru jest mniejsza niż znamionowa. Zapad napięcia czasowe zmniejszenie się napięcia w danym punkcie systemu elektrycznego poniżej wartości progowej. UWAGA Przerwy są szczególnym przypadkiem zapadu napięcia. Do rozróżnienia zapadów napięcia i przerw w zasilaniu może być zastosowane późniejsze przetworzenie wyników pomiaru. Wzrost napięcia czasowy wzrost napięcia w danym punkcie systemu elektrycznego powyżej wartości progowej. Asymetria napięcia w sieciach wielofazowych stan, w którym nie wszystkie wartości skuteczne napięć międzyfazowych (składowa podstawowa) lub kąty fazowe między kolejnymi napięciami międzyfazowymi są równe. UWAGA 1 Stopień nierówności jest zwykle wyrażany wartością ilorazów składowych symetrycznych kolejności przeciwnej i zerowej do składowej kolejności zgodnej. 8

9 2. Uzasadnienie potrzeby powstania urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy. Nadzór sieci energetycznych rozwijał się do tej pory tak, iż objęte nim były jedynie sieci powyżej 15 kv. Dla nich dokonywano pomiarów parametrów, monitorowano ich stan, itp. Sieci niskiego napięcia (nn 380V/250 V) dostarczające energię elektryczną do końcowego odbiorcy w zasadzie nigdy nie były monitorowane. Nie mierzono też parametrów tej energii. Nikt do tej pory nie przejmował się jakością energii dostarczanej do końcowego odbiorcy, szczególnie indywidualnego, prywatnego klienta, bez względu na to, czy było to gospodarstwo domowe czy prywatny zakład produkcyjny. Ostatnio sytuacja zmieniła się diametralnie. Zaistniała bowiem potrzeba pomiaru jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy zarówno ze strony regulatora, jak i firm dystrybuujących energię. Regulator w Polsce Urząd Regulacji Energetyki (URE), w ramach projektu Transition Facility PL 2005/ pt Wzmocnienie nadzoru regulatora nad sektorem energii został zobowiązany do zdalnej analizy jakości zasilania w miejscu dostarczania energii elektrycznej do odbiorcy, oraz przygotowywania raportów merytorycznych w tej sprawie. Nie da się zrealizować tego zadania bez rozmieszczenia odpowiedniej ilości przyrządów monitorujących jakość energii elektrycznej, rozmieszczonych w miejscach dostarczania jej do końcowego klienta. Docelowo URE zamierza zainstalować takich urządzeń. Dystrybutorzy energii elektrycznej mają z kolei ze strony końcowych odbiorców coraz więcej interwencji w sprawie jakości dostarczanej energii. Interwencje, a nawet sprawy sądowe o odszkodowania, kierują szczególnie przedsiębiorstwa, u których zła jakość energii elektrycznej lub przerwy w jej dostawie powodują znaczne straty finansowe. W sporze pomiędzy dostawcą a odbiorcą energii elektrycznej, niezbędne jest, jako materiał dowodowy, przedstawienie wyników monitorowania jakości dostarczanej energii za dany okres czasu. Do teego są potrzebne odpowiednie przyrządy monitorujące. W wyniku rozmów i konsultacji przeprowadzonych z przedstawicielami URE oraz kierownictwem różnych dystrybutorów energii elektrycznej koncernu ENERGA, grupy dystrybucyjnej ENEA, Zakładu Energetycznego Warszawa-Teren S.A., okazało się, iż nie ma właściwie na rynku odpowiedniego, taniego przyrządu, który mógłby by być wykorzystany do pomiarów i i monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczania do końcowego odbiorcy. W ramach niniejszej pracy, przeprowadzono też własne badanie krajowego i zagranicznego rynku pod katem dostępności tego typu przyrządów. Z jednej strony są co prawda dostępne laboratoryjne przyrządy pomiarowe, które umożliwiają dokonanie pełnych pomiarów jakości dostarczonej energii elektrycznej z odpowiednią dokładnością, ale są bardzo drogie i nie nadają się do zastosowania w trudnych warunkach atmosferycznych np. w terenie, na słupie przy transformatorze. Są to przyrządy np. firmy FLUKE. Z drugiej strony są też dostępne popularne, stosunkowo tanie mierniki energii elektrycznej różnych producentów. Są one z kolei za mało dokładne i nie zapewniają pomiarów wszystkich parametrów jakości energii elektrycznej, co ogranicza możliwości ich 9

10 wykorzystania jako przyrządów kontrolnych. Poza tym nie są one także przystosowane do pracy w terenie, w trudnych warunkach atmosferycznych. Z braku odpowiednich przyrządów mierniki te są jednak używane przez dystrybutorów energii elektrycznej jako zastępcze przyrządy do pomiaru jej jakości. Są one wówczas umieszczane w specjalnych, wodoszczelnych torbach i zawieszane na okres pomiarów na słupie przy transformatorze nn. Najczęściej terenowa jednostka organizacyjna dostawcy energii elektrycznej dysponuje kilkunastoma takimi przyrządami, a odpowiednie ekipy zmieniają miejsce ich instalacji, w zależności od aktualnych potrzeb. Przyrządy te nie umożliwiają zbierania danych pomiarowych on line w oddalonym centrum nadzoru. Wobec opisanej powyższej sytuacji postanowiono opracować w Instytucie Łączności specjalistyczny przyrząd do pomiaru i monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu dostarczania jej do końcowego odbiorcy. Przyrząd ten powinien odpowiadać potrzebom zarówno URE jak i dystrybutorów energii elektrycznej, a jednocześnie być odpowiednio tani w produkcji i instalacji. W ramach projektu wykonano wymienione poniżej prace. 1. Od dystrybutorów energii elektrycznej oraz od Urzędu Regulacji Energetyki zebrano informacje i wymagania dotyczące pomiaru i monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu dostarczania jej do końcowego odbiorcy. 2. Opracowano wymagania techniczno - eksploatacyjne specjalistycznego przyrządu do pomiaru i monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu dostarczania jej do końcowego odbiorcy. 3. Opracowano koncepcję realizacji specjalistycznego przyrządu do pomiaru i monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu dostarczania jej do końcowego odbiorcy. 4. Opracowano analizę wykonalności specjalistycznego przyrządu do pomiaru i monitorowania jakości energii elektrycznej w miejscu dostarczania jej do końcowego odbiorcy. 10

11 3. Wymagania techniczno-eksploatacyjne dla urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczania do końcowego odbiorcy. Aby opracować koncepcję urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczania do końcowego odbiorcy niezbędne jest określenie najpierw wymagań techniczno eksploatacyjnych, jakie powinno spełniać to urządzenie. Dla opracowania wymagań techniczno-eksploatacyjnych urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy, zwanego dalej urządzeniem pomiarowym przyjęto wymienione poniżej założenia. -urządzenie pomiarowe powinno zaspokajać omówione w poprzednim rozdziale, potrzeby zarówno regulatora, to jest Urzędu Regulacji Energetyki (URE) jak i dostawców energii elektrycznej. Stąd wynikają bardzo wysokie wymagania dla dokładności pomiarów wykonywanych za pomocą tego urządzenia. W szczególnych przypadkach mogą one bowiem stanowić dowód w procesach sądowych, pomiędzy końcowym odbiorcą, a dostawcą energii elektrycznej. Wysokie wymagania co do dokładności pomiarów stawia także URE. -urządzenie będzie pracować w skrajnie trudnych warunkach atmosferycznych przez cały rok na powietrzu. Stąd też wynikają bardzo ostre wymagania co do rozpiętości temperatury pracy, wilgotności itp. -urządzenie powinno spełniać odpowiednie normy krajowe i UE. -urządzenie powinno posiadać możliwość transmisji wyników pomiarów, różnymi drogami, do oddalonego na dowolną odległość Centrum Nadzoru. Szczegółowe założenia i wymagania, jakie powinno spełniać urządzenie zebrano od przedstawicieli URE i dystrybutorów energii elektrycznej. Biorąc to wszystko pod uwagę opracowano poniższe wymagania technicznoeksploatacyjne. 1. Urządzenie pomiarowe powinno dokonywać pomiaru i rejestracji wszystkich parametrów jakościowych sieci elektroenergetycznej na poziomie niskiego napięcia oraz średniego napięcia przez przekładniki zgodnie z normą PN oraz obowiązkami prawnymi wynikającymi z Rozporządzenia Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r. (Dz. U. z 2007 r. Nr 93, poz. 623) w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (lub z wersji znowelizowanej, obowiązującej w momencie dostawy urządzeń pomiarowych). Podstawową cechą tego urządzenia pomiarowego powinien być certyfikat pełnej zgodności z normą IEC (PN-EN) KLASA A dotyczącą wymaganych właściwości sprzętu pomiarowego, służącego do rejestracji jakości energii m.in. wg normy PN 50160, w zastosowaniach profesjonalnych; 11

12 Zgodnie z przytoczonymi normami mierzonymi parametrami energii elektrycznej są: częstotliwość, wartość napięcia zasilającego, wahania napięcia, zapady i wzrosty napięcia, przerwy w zasilaniu, napięcia przejściowe, asymetria napięcia zasilającego, harmoniczne i interharmoniczne napięcia i prądu, napięcia sygnalizacyjne nałożone na napięcie zasilające i szybkie zmiany napięcia. W zależności od celu pomiaru mogą być mierzone wszystkie te parametry lub ich podzbiór. 2. Urządzenie pomiarowe z pełnym certyfikatem walidacyjnym klasy A, który potwierdza zarówno prawidłowość algorytmów pomiarowych, jak i dokładność wyników pomiarów w klasie A powinno posiadać formalno-prawne gwarancje wiarygodności i powtarzalności pomiarów jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczania do odbiorcy, co zgodnie z normą IEC (PN-EN) KLASA A umożliwia stosowanie go do określania wysokości zachęt/płatności karnych stymulujących poprawę jakości energii elektrycznej w ramach regulacji jakościowej i zapobiega ewentualnym sporom w relacjach między regulatorem a spółkami dystrybucyjnymi oraz spółkami dystrybucyjnymi a końcowymi odbiorcami; 3. Wymagania zasilania awaryjnego dla urządzenia pomiarowego: a) musi być wykluczone wyłączenie się urządzenia pomiarowego - w czasie zaniku zasilania sieciowego przed wysłaniem komunikatu o tym zdarzeniu do centralnej bazy danych (centrum nadzoru); b) należy zapewnić możliwość przesłania informacji do centrum nadzoru o stanie zasilania urządzenia pomiarowego; c) musi być zapewnione zachowanie zawartości pamięci urządzenia pomiarowego przez minimum 24 godziny od chwili zaniku zasilania sieciowego. 4. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać wytrzymałą mechanicznie i ze względu na klimatyczne warunki pracy obudowę. Powinno też posiadać zlokalizowane wszystkie porty po jednej stronie obudowy, dzięki czemu możliwe jest jego instalowanie w ciasnych przestrzeniach np. małych skrzynkach rozdzielczolicznikowych; 5. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać możliwość identyfikacji źródeł powstawania wyższych harmonicznych oraz źródeł innych zakłóceń typu przepięcia i zapady napięć wraz z określaniem, czy zakłócenia powstają po stronie odbiorcy czy dostawcy energii elektrycznej; 6. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać możliwość łatwego montażu w miejscu dostarczania energii elektrycznej do odbiorcy; 12

13 7. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać pamięć w postaci wyjmowanej, standaryzowanej karty pamięci np. SD, Compact Flash 64 MB MB (umożliwiającej proste i bardzo szybkie testowanie oraz zmianę wewnętrznego oprogramowania urządzenia pomiarowego przy pomocy komputera osobistego oraz zdalnie); dzięki czemu można uaktualniać oprogramowanie wewnętrzne przyrządu bez jego demontowania z miejsca pomiarów; 8. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać możliwość jednoczesnej rejestracji wszystkich parametrów sieci bez żadnych ograniczeń (w tym migotań - flicker Plt/Pst, harmonicznych, interharmonicznych, THD, wahań napięcia, prądu); 9. Urządzenie pomiarowe powinno posiadać możliwość automatycznego generowania po rejestracyjnych raportów zgodności parametrów jakości energii z obowiązującymi normami i regulacjami prawnymi; 10. Urządzenie pomiarowe musi wykorzystywać technologię GSM/EDGE/UMTS/HSDPA do komunikacji dwukierunkowej z centralną bazą danych (centrum nadzoru), a więc musi zawierać odpowiedni moduł komunikacyjny; 13

14 Tabl. 1. Szczegółowe wymagania techniczno eksploatacyjne dla urządzenia pomiarowego. Lp Parametr Wymaganie minimalne 1 dokonywane pomiary i rejestracje wszystkie pomiary i rejestracje wykonywane są jednocześnie przez standardowe moduły urządzenia pomiarowego; migotania - Flicker Plt/Pst/Sli.PIt; wyższe harmoniczne w napięciu i prądzie do 63-ej harmonicznej moce harmonicznych; kierunki generowania wyższych harmonicznych i innych zakłóceń (odbiorca <-> dostawca); THD; asymetria napięcia zasilającego; napięcie (L-N, L-L); prądy; moce; energie; współczynniki mocy; częstotliwość; wartości średnie/ minimalne /maksymalne; interharmoniczne; TID zapady napięcia; przepięcia; przetężenia; 2 wejścia: 4 x napięciowe (do 600 V rms) AC / DC; 4 x prądowe dla cęg/flex'ów (do 6000 A) AC / DC; 3 układy sieci elektroenergetycznej: dowolne 3-fazowe (3 i 4 przewodowe) nn oraz SN i WN przez przekładniki 4 próbkowanie: 256 próbek na okres (12,8 khz) z uwzględnieniem każdego półokresu 5 dokładność: lepsza niż 0,1 % odczytu (nie % skali); 6 pamięć: min 64 MB nieulotnej pamięci na wyjmowanej karcie; 7 komunikacja: automatyczny zdalny odczyt z wykorzystaniem bezpośrednio modemu GSM lub innych mediów w zakresie tzw. pierwszej mili do koncentratora i następnie modemu GSM; wszystkie porty zlokalizowane po jednej stronie przyrządu; 8 przekładnie: dowolnie programowane dla prądu i napięcia; 9 obsługa: zdalna; blokada hasłem; 10 akcesoria: cęgi i flex'y prądowe ( A); adapter do zasilania z mierzonej fazy; 11 obudowa: wstrząsoodporna bezpieczna obudowa z 14

15 12 zgodność z aktualnie obowiązującymi regulacjami prawnymi: wytrzymałego tworzywa sztucznego (nieprzewodzącego prądu); zamykana na klucz antydeszczowa skrzynka do aplikacji zewnętrznych; zgodna z certyfikatem IP60; EC (PN-EN) KLASA A (zarówno dla algorytmów jak i wyników), CE, UL, PN-EN 50160, IEC II ed. klasa I, IEC , IEEE 1159, IEEE 1453 IEEE 1459, IEEE 519, CE, rozporządzenie Ministra Gospodarki z dnia 4 maja 2007 r.. w sprawie szczegółowych warunków funkcjonowania systemu elektroenergetycznego (Dz. U. z 2007 r. Nr 93, poz. 623) lub ich wersje znowelizowane obowiązujące na dzień ; 13 Urządzenie pomiarowe musi mieć możliwość dostosowania algorytmów pomiarowych do wymagań wynikających ze zmiany aktualnie obowiązujących regulacji prawnych dotyczących jakości dostaw energii elektrycznej. 15

16 4. Koncepcja realizacji urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy. Przy opracowaniu koncepcji realizacji urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy za podstawę przyjęto oczywiście to, aby spełnione były wymagania techniczno eksploatacyjne, przedstawione w poprzednim rozdziale. Z założenia, że urządzenie pomiarowe powinno mierzyć jakość energii elektrycznej w miejscu jej dostarczania do odbiorcy wynika, że konstrukcja urządzenia powinna umożliwiać całkowicie bezobsługową jego pracę, a wszelkiego rodzaju sterowanie, rekonfigurację, uaktualnianie oprogramowania oraz odczyty wyników pomiarów powinny odbywać się zdalnie i automatycznie. Pożądana była by możliwość transmisji danych do i z urządzenia pomiarowego dwoma kanałami transmisyjnymi głównym i rezerwowym, przy czym wybór drogi transmisji danych oraz jej wznawianie po utracie łączności też powinny odbywać się automatycznie. Dodatkowo urządzenie pomiarowe powinno być wyposażone w nieulotną pamięć na wymiennej karcie pamięci, na której będą zapisywane wyniki pomiarów w czasie braku łączności z centrum nadzoru. Urządzenie w trakcie pracy powinno wykonywać programy autodiagnostyczne w celu wykrycia ewentualnych uszkodzeń i przesłania informacji o nich do centrum nadzoru. Ze względu na to, że w miejscu pomiaru dostarczanej energii elektrycznej może nie być możliwości zainstalowania urządzenia w pomieszczeniu powinno ono pracować w szerokim zakresie temperatur oraz posiadać obudowę chroniącą je przed wpływami atmosferycznymi lub/i taką, która może być w łatwy sposób umieszczona i zamocowana w szafce ochronnej. Bezobsługowa praca urządzenia powoduje, że na obudowie urządzenia nie ma potrzeby instalowania wskaźników lub wyświetlaczy podających dokładny stan pracy lub wyniki pomiarów, a można się ograniczyć tylko do kilku podstawowych informacji sygnalizowanych diodami LED. W przypadku konieczności lokalnej analizy pracy urządzenia można do niego dołączyć przenośny komputer i za jego pomocą obsługiwać urządzenie pomiarowe. Schemat blokowy urządzenia pomiarowego został przedstawiony na rysunku 1. Urządzenie ma konstrukcję modularną, otwartą i skalowalną. Zastosowanie takiej konstrukcji wynika stąd, że z obecnie przeprowadzonych analiz wyłania się potrzeba produkowania urządzeń w różnych wersjach, które będzie można uzyskać poprzez stosowanie różnych modułów funkcjonalnych. Ponadto operatorzy sieci energetycznych mają różne dodatkowe potrzeby związane z utrzymaniem tych sieci. To zapewne spowoduje w niezbyt odległej przyszłości konieczność opracowania urządzeń posiadających nowe funkcje, trudne dzisiaj do przewidzenia oraz modyfikacje urządzeń na podstawie doświadczeń eksploatacyjnych. Na schemacie można wyróżnić następujące podstawowe bloki (moduły) funkcjonalne: 16

17 - przetworniki analogowo cyfrowe wraz z układami pomocniczymi, - procesor sygnałowy, - procesor zarządzający pracą urządzenia, - porty do transmisji danych, - zasilacz. Moduły przetworników analogowo cyfrowych służą do pomiarów napięć i prądów w przewodach fazowych i neutralnym. Schemat blokowy takiego modułu jest przedstawiony na rysunku 2. Ze względu na wymaganą dużą dokładność pomiaru muszą być one wykonane w oparciu o scalone przetworniki analogowo cyfrowe typu sigma delta lub SAR o rozdzielczości minimum 18 bitów. Z analizy produkowanych obecnie elementów wynika, że przetworniki nadające się do wykorzystania w tym urządzeniu pomiarowym produkują tylko firmy Analog Devices oraz Texas Instruments. Układy te wymagają dołączenia zewnętrznego źródła napięcia wzorcowego. Każdy moduł przetwornika musi posiadać na wejściu układy chroniące go przed zbyt wysokim napięciem wejściowym i przepięciami oraz układ filtru dolnoprzepustowego, który ograniczy pasmo sygnałów dochodzących do przetwornika. Ze względu na wymaganą dokładność przetwarzania każdy z modułów powinien posiadać konstrukcję mechaniczną i elektryczną, która w maksymalnym stopniu będzie go chroniła przed wpływem zakłóceń. Trzeba będzie tu wykorzystać ekranowanie i separację galwaniczną poszczególnych obwodów. Moduł przetwornika jest taktowany zewnętrznym sygnałem zegarowym, dzięki czemu wszystkie moduły przetworników znajdujące się w urządzeniu mogą jednocześnie pobierać próbki napięć wejściowych oraz można zsynchronizować pracę przetworników z mierzonym przebiegiem. Moduł procesora sygnałowego będzie zbudowany w oparciu o procesor z rodziny TMS320C6000 firmy Texas Instruments. Procesor sygnałowy został wykorzystany ze względu na dużą moc obliczeniową, dzięki której będzie mógł w czasie rzeczywistym odbierać próbki z przetworników i przetwarzać te dane. Procesor sygnałowy nie posiada pamięci ROM z programem pracy, ponieważ po sygnale RESET będzie otrzymywał swój program od procesora zarządzającego. Procesor zarządzający będzie także nadzorował jego pracę Moduł procesora zarządzającego będzie zbudowany w oparciu o procesor z rodziny ARM np. STR912 firmy ST. Procesor ten charakteryzuje się dużą pamięcią RAM i flash ROM oraz wieloma portami do transmisji danych. Do tego procesora będą dołączone: - układ interfejsu do zewnętrznej karty pamięci flash np. typu CF, która będzie służyła do przechowywania wyników pomiarów w czasie braku łączności z centrum nadzoru. Pojemności obecnie produkowanych kart pamięci są na tyle duże, że wystarczą do zapisania pomiarów z okresu kilku miesięcy; 17

18 - układ nadzorujący pracę procesora, (watch dog), którego zadaniem będzie automatyczne resetowanie procesora po włączeniu zasilania oraz wtedy, gdy jego działanie zostanie zakłócone. - jeden lub dwa porty do transmisji danych wybrane z obecnie przewidzianych 7 rodzajów. Będą to standardowe porty komputerowe takie jak USB 2.0, Ethernet 10/100, GSM z usługą GPRS, EDGA lub nowszą, stare przemysłowe standardy szeregowej transmisji danych takie jak RS-232, RS-485, RS-422 w wykonaniu z galwaniczną separacją linii transmisji danych od urządzenia oraz transmisja danych po sieci energetycznej do blisko położonego (do ok. 1000m) urządzenia docelowego. - pomocnicza pamięć flash służąca do przechowywania bieżących ustawień przyrządu oraz poprawek kalibracyjnych dla układu pomiarowego. Urządzenia pomiarowe będzie zasilanie z sieci energetycznej 230VAC z możliwością jego buforowania przez wbudowany akumulator. 18

19 Przetwornik A/C U Przetwornik A/C I Przetwornik A/C U Przetwornik A/C I Przetwornik A/C U Przetwornik A/C I Przetwornik A/C U Przetwornik A/C I P r o c e s o r s y g n a ł o w y P r o c e s o r z a r z ą d z a j ą c y Karta pamięci zewnętrznej Pomocnicza pamięć flash Układ nadzoru pracy procesora Porty USB, Ethernet, GSM+GPS RS-232, 485, 422 Zasilacz z funkcją UPS Rys. 1 Schemat blokowy urządzenia pomiarowego

20 Wejście Ochrona przed przepięciami Filtr dolnoprzepustowy z układem dopasowania poziomów Scalony przetwornik analogowo - cyfrowy Źródło napięcia wzorcowego Zasilacz o niskich szumach Układ transmisji danych Rys. 2 Schemat blokowy modułu przetwornika analogowo - cyfrowego 20

21 5. Analiza wykonalności urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy. Aby określić, czy w Instytucie Łączności możliwe jest wykonanie urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy, zrealizowano wymienione poniżej prace. a) Dla wykonania tak skomplikowanego i o tak dużej klasie dokładności urządzenia pomiarowego trzeba dysponować odpowiedniej klasy narzędziami programistycznymi oraz przyrządami kontrolno - pomiarowymi i uruchomieniowymi. Stad też w pierwszej kolejności sprawdzono dostępność w Instytucie Łączności tego typu sprzętu i oprogramowania. Obecnie w Zakładzie Sieci Instytutu Łączności dostępny jest system uruchomieniowy dla procesorów sygnałowych oraz procesorów z rodziny ARM. Jego możliwości są wystarczające do wykonania omawianego urządzenia pomiarowego. Ponadto w Zakładzie Sieci Instytutu Łączności dostępny jest oscyloskop cyfrowy firmy Agilent oraz w innych zakładach Instytutu Łączności dokładne przyrządy pomiarowe do pomiarów jakości energii. b) Dla wykonania tak skomplikowanego i o tak dużej klasie dokładności urządzenia pomiarowego trzeba też zastosować odpowiednie elementy i podzespoły elektroniczne, np. odpowiedniej klasy dokładności, pracujące w odpowiednio dużym przedziale temperatury i wilgotności itp. Dlatego też podjęto próbę opracowania wykazu elementów, jakie mogą być wykorzystane w konstrukcji urządzenia pomiarowego, a następnie przeprowadzono analizę ich dostępności. W tym celu skierowano zapytania ofertowe do wszystkich potencjalnych dostawców. Wyniki analizy są pozytywne. Wszystkie elementy i podzespoły elektroniczne są dostępne w kraju, chociaż czas dostawy niektórych z nich jest dość długi. c) Dla wykonania tak skomplikowanego i o tak dużej klasie dokładności urządzenia pomiarowego trzeba też posiadać odpowiedniej klasy specjalistów, umiejących tworzyć odpowiednie konstrukcje elektroniczne oraz programistyczne. W Instytucie Łączności są zatrudnieni takiej klasy specjaliści. Po takiej analizie należy przyjąć, że w Instytucie Łączności istnieją pełne możliwości wykonania urządzenia pomiarowego jakości energii elektrycznej w miejscu jej dostarczenia do końcowego odbiorcy.

22 Bibliografia [1] IEC :1996, Instrument transformers Part 1: Current transformers [2] IEC :1997, Instrument transformers Part 2 : Inductive voltage transformers [3] IEC 60050(101) :1998, International Elektrotechnical Vocabulary (IEV) Part 101 Mathematics [4] IEC :2002, Elektromagnetic compatibility (EMC) Part 2-2: Environment Compatibility levels for low-frequency conducted disturbances and signaling in public low-voltage power supply systems Basic EMC publication [5] IEC , Elektromagnetic compatibility (EMC) Part 2-8: Environment Voltage dips, short interruptions on public electric power supply system with statistical measurement results Basic EMC publication [6] IEC , Elektromagnetic compatibility (EMC) Part 2-12: Compatibility levels for low-frequency conducted disturbances and signaling in public mediumvoltage power supply systems Basic EMC publication [7] IEC/TR :1996, Elektromagnetic compatibility (EMC) Part 3: Limits Section 6: Assessment of emission limits for distorting loads in MV and HV power systems Basic EMC publication [8] IEC/TR# :1996, Elektromagnetic compatibility (EMC) Part 3: Limits Section 7: Assessment of emission limits for fluctuating loads in MV and HV power systems Basic EMC publication [9] IEC (all parts), Safety requirements for electrical equipment for measurement, control and laboratory use [10] IEC , Safety requirements for electrical equipment for measurement, control and laboratory use Part 2-032: Particular requirements for hand-held current clamps for electrical measurement and tests [11] IEEE , IEEE Recommended Practice on Monitoring Electrical Power Quality [12] Tomasz Zieliński Cyfrowe przetwarzanie sygnałów WKŁ [13] A.V.Oppenheim, R. W. Schafer Cyfrowe przetwarzanie sygnałów WKŁ [14] R.K.Kootnes L. Enochson Analiza czasowa szeregów czasowych WNT [15] R. Chassaing Digital Signal Processing J.Wiley & Sons [16] Wytyczne, pomiary w elektroenergetyce SEP 22