AAAGłowacki_Systemy monitoringu

Systemy monitoringu jakości energii elektrycznej
Autorzy: Franciszek Głowacki, Henryk Koseda - Instytut Energetyki Oddział Gdańsk
(„Energia Elektryczna” – 9/2009)
Pomiar parametrów jakościowych energii elektrycznej to temat, o którym się mówi ostatnio coraz
częściej i głośniej. Jednak z realizacją zgłaszanych wniosków jest zdecydowanie gorzej. W niewielu
polskich przedsiębiorstwach energetycznych rozpoczęto wdraŜanie systemu monitoringu jakości
energii elektrycznej. Zazwyczaj realizowane są jedynie interwencyjne pomiary wskaźników
jakościowych, na podstawie których niemoŜliwe jest podejmowanie decyzji strategicznych. Nie ma
teŜ moŜliwości zapobiegania stratom, poprzez podejmowanie wyprzedzających działań
interwencyjnych.
Pomiary, o których mowa, realizowane są przy zastosowaniu aparatury przenośnej, w większości
nie spełniającej warunków pozwalających na wykorzystanie jej w systemie stacjonarnym nadzoru
parametrów jakościowych. Dla działań o charakterze systemowym niezbędne są dane pozyskiwane
w sposób systematyczny i ukazujące tendencję zmian.
Na zawodność dostaw niezaprzeczalny wpływ mają niskie parametry jakościowe energii
elektrycznej, powodujące szybsze starzenie i uszkodzenia aparatury rozdzielczej. Zapewnienie
niezawodnych dostaw wymaga pewnego działania rozbudowanych systemów wytwarzania,
przesyłu i dystrybucji energii elektrycznej, dodatkowo wspomaganego systemem monitorowania
parametrów jakościowych.
Struktura systemów
Struktura systemu monitoringu jakości energii elektrycznej powinna być zróŜnicowana w
zaleŜności od jego przeznaczenia, a takŜe wielkości i charakteru nadzorowanego obszaru.
Rejestracji i ocenie mogą podlegać parametry jakościowe energii elektrycznej w zakładach pracy,
jak i w spółkach energetycznych. Zarówno w jednych, jak i w drugich wykorzystanie danych o
jakości energii elektrycznej pozwala na podejmowanie decyzji, mających na celu ograniczenie strat
wynikających z jej złej jakości. Ponadto w przypadku operatorów systemów dystrybucyjnych
(OSD) z systemu monitorowania otrzymujemy informację o jakości sprzedawanego towaru, jakim
jest energia elektryczna.
Kontrola parametrów jakościowych energii elektrycznej pozwala na łatwe i szybkie reagowanie na
stany awaryjne występujące w systemie zasilającym. Monitorowanie poszczególnych działów,
rozdzielni i odbiorów sprawia, Ŝe uŜytkownik praktycznie natychmiast po wystąpieniu
nieprawidłowości jest w stanie zlokalizować ich przyczynę. Dodatkowe zastosowanie systemu
powiadamiania - np. z wykorzystaniem SMS - powoduje, Ŝe nie jest konieczne ciągłe śledzenie
przez uŜytkownika parametrów sieci.
ZróŜnicowanie monitorowanych obszarów systemu elektroenergetycznego determinuje strukturę
systemu monitoringu jakości energii elektrycznej. Na rysunku 1 przedstawiono dwie, przykładowe
struktury systemu monitorowania jakości energii elektrycznej moŜliwe do realizacji w duŜym
przedsiębiorstwie energetycznym.
Rysunek 1 i 2. Przykładowe struktury systemu monitorowania jakości energii elektrycznej.
Struktura systemu scentralizowanego
Centrum akwizycji danych
GSM/GPRS
Przyrząd
pomiarowy
Modem/LAN
GSM/GPRS
Modem/LAN
GSM/GPRS
Modem/LAN
Przyrząd
pomiarowy
Przyrząd
pomiarowy
Przyrząd
pomiarowy
Przyrząd
pomiarowy
Przyrząd
pomiarowy
Struktura systemu rozproszonego
Centrum akwizycji danych
Regionalne /
oddziałowe
centrum akwizycji
danych
GSM/GPRS
Modem/LAN
Przyrząd
pomiarowy
Przyrząd
pomiarowy
Regionalne /
oddziałowe
centrum akwizycji
danych
GSM/GPRS
Przyrząd
pomiarowy
Modem/LAN
Przyrząd
pomiarowy
Regionalne /
oddziałowe
centrum akwizycji
danych
GSM/GPRS
Przyrząd
pomiarowy
Modem/LAN
Przyrząd
pomiarowy
System scentralizowany składa się z dwóch warstw: warstwy przyrządów pomiarowych oraz
warstwy akwizycji danych, zlokalizowanej - wraz z bazą danych - w siedzibie OSD. System
scentralizowany, z uwagi na duŜą liczbę danych pomiarowych dostarczanych bezpośrednio do
centrum akwizycji danych (CAD), wymaga zastosowania większych mocy obliczeniowych na
poziomie CAD oraz łączy komunikacyjnych o duŜej przepustowości, większej niŜ w systemie
hierarchicznym. System taki nakłada teŜ większe wymagania wobec ujednolicenia przyrządów
pomiarowych w całym układzie lub ujednolicenia formatu zapisu danych z pomiarów. Przy takiej
strukturze systemu monitorowania weryfikacja uzyskanych danych pomiarowych odbywa się na
poziomie zarządu OSD.
Drugim przedstawionym rozwiązaniem jest hierarchiczny system monitoringu. Jest to system
rozproszony, składający się z trzech poziomów. Na najniŜszym z nich zbierane są dane z
instalowanych w sieci urządzeń pomiarowych. Na drugim - zlokalizowanym w kaŜdym lub
wybranych oddziałach OSD, pełniących rolę regionalnego CAD - tworzone są zunifikowane bazy
danych, zawierające zweryfikowane wyniki pomiarów jakości, uzupełnione informacjami z innych
systemów pomiarowych, rozliczeniowych, konfiguracji systemu, rejestracji zakłóceń itd. Na tym
poziomie mogą być teŜ tworzone lokalne raporty o stanie jakości sieci dla danego oddziału lub
regionu. Taka konfiguracja dwóch najniŜszych poziomów systemu ułatwia wykorzystanie róŜnych
przyrządów pomiarowych w oddziałach OSD, poniewaŜ moŜliwa jest tu ewentualna konwersja
formatu danych z róŜnych przyrządów pomiarowych do formatu centralnej bazy w siedzibie OSD.
Akwizycja danych na poziomie oddziału jest szybsza i pewniejsza, z uwagi na ograniczenie obszaru
zbierania danych. RównieŜ obróbka danych pomierzonych w oddziałach (regionalne CAD) jest
łatwiejsza, z uwagi na mniejszą liczbę danych. NajwyŜszym poziomem struktury rozproszonej jest
CAD OSD, w którym zbierane są dane w postaci zunifikowanych baz danych z całego systemu i
wykonywane analizy, dające obraz jakości energii w całym przedsiębiorstwie.
Wymagania wobec urządzeń i oprogramowania
Energia elektryczna traktowana jest obecnie jak towar o określonych parametrach w normie PNEN50160 i serii norm IEC61000. Zespół charakterystyk i parametrów napięcia zasilającego
odbiorcę nazwano ,,jakością energii elektrycznej''. Aby moŜna było ocenić jakość energii
elektrycznej, zgodność jej parametrów z normami, niezbędne są wieloparametrowe rejestratory,
które mierzą i gromadzą wyniki w ciągu stosunkowo długich okresów, tj. dnia, tygodnia czy nawet
roku. Powoduje to konieczność operowania stosunkowo duŜymi zbiorami danych, napływającymi
strumieniem z obwodów pomiarowych w czasie rzeczywistym. Jednocześnie typowe miejsca
pomiaru parametrów w energetyce zawodowej narzucają ograniczenia techniczne na wymiary,
pobór mocy i niezawodność działania rejestratorów, co w znacznym stopniu rzutuje na ich
konstrukcję. Najpopularniejsza norma EN50160 podaje wymagane parametry jakości energii
elektrycznej w publicznych sieciach zasilających bez podania szczegółowej procedury realizowanej
przez urządzenie pomiarowe. W praktyce danych pomiarowych musi być kilkakrotnie więcej,
zwłaszcza Ŝe analizy dokonuje się porównując wyniki z poszczególnych tygodni lub innych
okresów. DuŜa liczba danych, a takŜe środki transmisji, za pomocą których są pozyskiwane z
punktów pomiarowych, wymuszają potrzebę minimalizacji liczby danych przy ograniczeniu strat
najbardziej istotnych informacji. Celowe jest zatem dokonanie wstępnej obróbki i selekcji danych w
chwili pomiaru bezpośrednio w urządzeniu. Obecnie, gdy większość oferowanych przyrządów to
urządzenia cyfrowe, wyposaŜane w coraz bardziej zaawansowane procesory i pamięć o duŜej
pojemności, nie wielkość koniecznej pamięci i liczba danych staje się problemem, a
selekcjonowanie danych zawierających istotne informacje o zaburzeniach i zagroŜeniach jakości
dostarczanej energii. Dlatego teŜ - poza wymaganiami stawianymi urządzeniom pomiarowym naleŜy zwrócić uwagę na moŜliwość wstępnej obróbki pomiarów według zadanych przez
uŜytkownika progów i kryteriów, moŜliwość komunikacji z nadrzędną bazą danych oraz
standaryzację przesyłanych danych.
Na skutek szybkiego rozwoju technik pomiarowych niemal pewne jest, Ŝe system kontroli jakości
energii w przedsiębiorstwie energetycznym będzie korzystał z przyrządów róŜnych producentów o
rozmaitym stopniu zaawansowania technicznego i własnościach. Dlatego istotne jest, aby na etapie
tworzenia systemu korzystać zarówno ze standaryzowanych przyrządów, jak i baz danych.
Międzynarodowe organizacje elektrotechniczne wypracowały odpowiednie standardy zarówno dla
przyrządów do pomiarów parametrów jakości energii, jak i do sposobu ich zapisu i archiwizacji, co
pozwala na porównanie i integrację danych pomiarowych z róŜnych urządzeń we wspólnej bazie
danych i ich jednolitą analizę. Przyjęty równieŜ w Polsce w 2003 r. standard dla przyrządów do
pomiaru jakości energii PN-EN 61000-4-30:2003 Kompatybilność elektromagnetyczna (EMC).
Część 4-30: Metody badań i pomiarów. Metody pomiaru jakości energii oparty jest na standardzie
IEEE 1159-1995, zawierającym w części trzeciej IEEE 1159.3 PQDIF (Power Quality Data
Interchange Format) wymagania dla sposobu zapisu danych pomiarowych jakości energii
elektrycznej.
Standardy aparatury pomiarowej
Aparatura pomiarowa powinna bezpośrednio dostarczać potrzebnych wskaźników jakości
energii lub pozwolić na uzyskanie wielkości pośrednich, umoŜliwiających ich wyznaczenie.
Urządzenie pomiarowe powinno równieŜ umoŜliwiać poddanie zebranych danych obróbce
statystycznej, mającej na celu wyodrębnienie cech najbardziej charakterystycznych dla zebranych
danych. Kompleksowy system oceny jakości energii elektrycznej powinien automatycznie
gromadzić dane z wielu punktów, systemów i przyrządów pomiarowych, tworząc bazę danych, na
podstawie której wyznaczy statystycznie istotne cechy wskaźników opisujących jakość energii
elektrycznej w systemie. Norma PN-EN 61000-4-30:2003 Kompatybilność elektromagnetyczna
(EMC). Część 4-30: Metody badań i pomiarów. Metody pomiaru jakości energii definiuje klasy
przyrządów pomiarowych.
Oprogramowanie systemu
W przypadku wykorzystania do monitorowania parametrów jakości energii róŜnego rodzaju
przyrządów, co zazwyczaj ma miejsce w przedsiębiorstwach dystrybucyjnych, istotnym problemem
jest moŜliwość kompleksowej analizy wyników ze wszystkich przyrządów pomiarowych. W tym
celu niezbędna jest uprzednia konwersja wyników pomiarów otrzymanych z róŜnych przyrządów
do jednolitego formatu.
Takim formatem jest - opracowany w ramach standardu IEEE 1159.3. -PQDIF, słuŜący do zapisu
danych pomiarowych uzyskanych z przyrządów mierzących parametry jakości energii elektrycznej.
W formacie PQDIF wyniki pomiarów z przyrządów mierzących parametry jakości energii
elektrycznej zapisywane są w postaci serii danych odpowiadających wielkościom zmiennych w
dziedzinie czasu, częstotliwości lub prawdopodobieństwa. Zmiennymi zaleŜnymi są wartości
chwilowe przebiegów, skuteczne RMS oraz inne, obliczone dla danego przedziału czasu,
częstotliwości lub prawdopodobieństwa lub fazory (wartości amplitudy i wartości fazy).
Obecnie coraz częściej przyrządy pomiarowe i pakiety programowe obsługujące akwizycję danych
pomiarowych umoŜliwiają eksport danych w formacie PQDIF. Dla przyrządów i programów nie
mających moŜliwości eksportu danych w tym formacie opracowane zostało oprogramowanie do
konwersji danych na format PQDIF (Text to PQDIF Converter).
Bazy danych
Na podstawie danych dostarczanych przez programy do akwizycji danych tworzona jest ostateczna
baza danych pomiarowych. Monitorowanie parametrów jakości energii wymaga archiwizowania
duŜej liczby danych pomiarowych, nawet mimo wykorzystywania dobrych narzędzi do kompresji
danych.
Ze względu na sposób zarządzania bazami danych wyróŜnia się operacyjne oraz analityczne bazy
danych. Bazy danych pomiarowych systemu monitorowania jakości energii mają charakter baz
analitycznych.
Analityczne bazy danych wykorzystywane są przede wszystkim do przechowywania danych
historycznych i informacji związanych z pewnymi zdarzeniami. Są to dane, które nie wymagają
częstego modyfikowania. Są statyczne, tzn. bardzo rzadko lub w ogóle nie ulegają zmianom. Bazy
te są wykorzystywane po to, aby np. przeanalizować tendencje rynkowe lub na podstawie
długoterminowych danych statystycznych przewidzieć prognozy na przyszłość.
Z uwagi na duŜą liczbę danych pomiarowych, uzyskiwanych z rejestracji zaburzeń, jak i z
pomiarów w stanie ustalonym, baza danych systemu monitorowania jakości energii musi mieć
strukturę zapewniającą jej efektywne działanie. Z tego względu powinna być to relacyjna baza
danych oparta na standardowym systemie zarządzania relacyjnymi bazami danych, takim jak np.
Microsoft Access lub Oracle, zapewniającym narzędzia do administrowania bazą danych
umoŜliwiające tworzenie kwerend, formularzy i raportów oraz integrację lub eksport danych do
innych aplikacji (edytory tekstu, arkusze kalkulacyjne).
Baza danych systemu monitorowania jakości energii powinna zawierać trzy główne kategorie
informacji:
–
–
–
dane o punktach i przyrządach pomiarowych
dane o zarejestrowanych zaburzeniach
wyniki cyklicznych pomiarów w stanie ustalonym
Program zarządzający bazą powinien mieć moŜliwość importu danych z szerokiej gamy
przyrządów do pomiarów jakości energii, danych zapisanych w formacie IEEE P1159.3 (PQDIF)
oraz wczytywania danych z innych baz. Powinno być moŜliwe ręczne uzupełnianie danych i
poprawianie poszczególnych danych. Program powinien zapewniać takŜe moŜliwość przeglądu
zgromadzonych danych z rejestracji zaburzeń i z pomiarów w stanie ustalonym.
Systemy monitoringu jakości energii elektrycznej w Polsce
Stan systemów monitoringu jakości energii odbiega zdecydowanie od oczekiwań. MoŜna jedynie
mieć nadzieję, Ŝe istotne potanienie aparatury pomiarowej poprawi tę sytuację.
W tabeli 1 - na podstawie zgromadzonych danych w ramach projektu benchmarkingowego przedstawiono stan wyposaŜenia energetyki polskiej w aparaturę do monitorowania parametrów
jakościowych energii elektrycznej.
Jak wynika z tabeli 1, dwaj OSD wykazali posiadanie systemów monitoringu jakości energii
elektrycznej. Jeden z nich posiada system monitoringu, składający się z 7 mierników
zainstalowanych w punktach strategicznych, tzn. na zasilaniu duŜych odbiorców oraz w punktach
połączenia z systemem przesyłowym. Plany zakładają w bieŜącym roku rozbudowę systemu o
kolejne 10 mierników. Łącza w technologii ethernetowej pomiędzy serwerem a aparaturą
pomiarową zapewniają transmisję danych oraz podgląd bieŜących parametrów. Drugi z OSD
posiada system składający się z 10 mierników przyłączonych w polach transformatorów 110kV/SN
po stronie średniego napięcia (brak szczegółowych danych na temat zastosowanych rozwiązań).
Jest jeszcze jeden OSD testujący od kilku miesięcy system w oparciu o oprogramowanie
amerykańskie PQDIF i kilka mierników zainstalowanych na zasilaniu duŜego odbiorcy
przyłączonego bezpośrednio do sieci przesyłowej. Jednak zastosowana aparatura nie spełnia w pełni
wymagań mierników klasy A, stąd wykazana w ankiecie liczba mierników wynosi zero.
Tabela 1. Zestawienie wyposaŜenia energetyki polskiej w aparaturę do monitorowania jakości
energii elektrycznej.
Operator Ilość
System
Przyczyny
Cele
instalacji
mierników
monitoringu powstania systemu systemu monitoringu
klasy A
monitoringu
1
74
NIE
2
33
TAK
potrzeby
indywidualne
techniczne,
kontrakty,
skargi odbiorców
lokalizacja
źródeł
zaburzeń,
badania techniczne.
3
13
TAK
potrzeby techniczne analiza
statystyczna
zmian,
badania techniczne,
lokalizacja
źródeł
zaburzeń
4
10
NIE
5
3
NIE
6
1
NIE
7
0
NIE
8
1
NIE
9
6
NIE
10
1
NIE
11
1
NIE
12
0
NIE
13
0
NIE
Warto zwrócić uwagę na dwa zagadnienia:
zróŜnicowanie liczby wyposaŜenia w sprzęt do pomiarów parametrów jakościowych energii
elektrycznej u poszczególnych OSD
–
przyczyny oraz cele, dla których powstają pierwsze zaląŜki systemów monitoringu
–
W odpowiedziach obu OSD jako przyczynę realizacji systemu monitoringu podano „potrzeby
techniczne, wynikające z eksploatacji systemu”. Natomiast w przypadku jednego z OSD, jako
drugą przyczynę podano równieŜ „skargi odbiorców”. MoŜna na tej podstawie wnioskować, Ŝe
świadomość konieczności monitorowania parametrów jakościowych energii elektrycznej będzie
postępowała wraz z narastającym nasyceniem niespokojnych i nieliniowych odbiorów oraz z coraz
większym udziałem w produkcji energii źródeł generacji rozproszonej. Zjawiska te będą bowiem w
sposób istotny oddziaływały na jakość energii elektrycznej, co z kolei powodować będzie nasilenie
skarg odbiorców.
Podobny wniosek moŜna wyciągnąć analizując cele, jakie u poszczególnych OSD stawiane są
powstającym systemom monitoringu energii elektrycznej. Obaj OSD w odpowiedziach byli niemal
zgodni (tabela 1). Jedyne zróŜnicowanie dotyczy 3. celu, jaki stawiany jest systemowi monitoringu.
ZróŜnicowanie to wynika zapewne z wystąpienia u jednego z OSD konieczności zapewnienia
specjalnych warunków dostawy w ramach indywidualnego kontraktu dla szczególnie
wymagającego odbiorcy.
Reasumując: ,,najtrudniejszy pierwszy krok” juŜ został zrobiony i teraz to moŜe juŜ być tylko
lepiej.
Z pełną wersją artykułu moŜna zapoznać się na: www.e-elektryczna.pl