Najczęstsze błędy podczas pomiarów jakości energii i sposoby ich eliminacji

Błędny pomiar jakości energii jest gorszy niż brak pomiaru. Potrafi skierować diagnostykę na niewłaściwy tor: firma wymienia zasilacz UPS, montuje baterię kondensatorów albo zgłasza problem operatorowi sieci, podczas gdy rzeczywistą przyczyną jest źle założony przekładnik prądowy, pomylone fazy lub rejestracja prowadzona w niewłaściwym punkcie instalacji.

W praktyce sam zakup analizatora nie rozwiązuje problemu. Liczy się cały tor: miejsce podłączenia, klasa przyrządu, przewody i przekładniki, konfiguracja rejestracji, czas pomiaru oraz sposób interpretacji zdarzeń. Błąd popełniony na pierwszych pięciu minutach pracy może unieważnić dane zbierane przez następny tydzień.

Najpierw punkt pomiaru i poprawne podłączenie, dopiero później analiza

Najczęstszy błąd pojawia się jeszcze przed uruchomieniem rejestracji: analizator zostaje podłączony tam, gdzie jest wygodnie, a nie tam, gdzie można odpowiedzieć na konkretne pytanie diagnostyczne.

Jeżeli problem dotyczy całego zakładu, pomiar przy jednej maszynie niewiele mówi o jakości napięcia w punkcie wspólnego zasilania. Jeżeli natomiast zatrzymuje się konkretna linia technologiczna, rejestracja wyłącznie przy głównej rozdzielnicy może nie wykazać lokalnego spadku napięcia powodowanego przez długi przewód, luźne połączenie albo rozruch sąsiedniego odbiornika.

Punkt pomiarowy trzeba więc dobrać do problemu. Najprostsza zasada wygląda tak:

• problem z parametrami dostawy energii – zaczynamy możliwie blisko punktu przyłączenia instalacji do sieci;

• problem konkretnej maszyny – mierzymy również na jej zaciskach zasilających;

• podejrzenie wpływu odbiornika na pozostałą część instalacji – potrzebne są pomiary przed odbiornikiem i, jeśli to możliwe, w głównej rozdzielnicy;

• problem występujący jedynie przy produkcji fotowoltaicznej – rejestracja musi obejmować okresy wysokiej generacji, a nie tylko noc i pochmurne dni;

• zakłócenia powodowane przez falownik, spawarkę, dużą sprężarkę lub ładowarkę – pomiar trzeba skorelować z rzeczywistymi cyklami pracy tych urządzeń.

Drugi krytyczny punkt to pomylenie faz i kierunku przekładników prądowych. W instalacji trójfazowej przewód napięciowy L1 musi odpowiadać prądowi L1, L2 – prądowi L2, a L3 – prądowi L3. Jeżeli przekładnik L1 znajdzie się na przewodzie L2, analizator może pokazać absurdalny współczynnik mocy, błędny znak mocy czynnej lub nietypowe kąty fazowe, mimo że wartości skuteczne napięcia i prądu będą wyglądały wiarygodnie.

Przed pozostawieniem analizatora na kilka dni trzeba więc wykonać kilkuminutowy test:

1. Sprawdzić kolejność L1-L2-L3 oraz obecność przewodu N.

2. Zweryfikować kierunek wszystkich cęgów prądowych zgodnie z oznaczeniem producenta.

3. Porównać znaki mocy czynnej poszczególnych faz.

4. Ocenić, czy wartości współczynnika mocy są fizycznie sensowne dla pracujących odbiorników.

5. Sprawdzić prąd przewodu neutralnego, jeśli instalacja jest czteroprzewodowa.

6. Zapisać zdjęcie podłączenia i konfigurację kanałów. Przy późniejszej analizie taki materiał często rozstrzyga więcej niż kolejny wykres.

Szczególnie zdradliwe są elastyczne cęgi Rogowskiego. Łatwo je założyć odwrotnie, nie domknąć w prawidłowy sposób albo pozostawić w położeniu, w którym przewód przebiega przy samym złączu cewki. Problemem jest również wybór niewłaściwego zakresu. Pomiar prądu 8 A czujnikiem skonfigurowanym pod setki lub tysiące amperów daje znacznie gorsze warunki pomiarowe niż zastosowanie zakresu dopasowanego do rzeczywistego obciążenia.

Nie wolno również ignorować kategorii bezpieczeństwa przyrządu i akcesoriów. Analizator, przewody pomiarowe, sondy i cęgi muszą być przeznaczone do miejsca, w którym są stosowane, w tym do odpowiedniej kategorii CAT i napięcia roboczego. Podłączanie rejestratora do czynnej rozdzielnicy jest pracą elektryczną, a nie „podpięciem miernika na chwilę”. Powinno być wykonywane przez osobę mającą odpowiednie kwalifikacje, zgodnie z procedurami zakładowymi i zasadami ochrony przed porażeniem oraz łukiem elektrycznym.

Analizator może mierzyć poprawnie, a mimo to dawać złą odpowiedź

Do prostego sprawdzenia napięcia wystarczy multimetr. Do analizy jakości energii potrzebny jest sprzęt pracujący według zdefiniowanych metod pomiarowych. Aktualnym odniesieniem jest rodzina norm IEC 61000, przede wszystkim IEC 61000-4-30, określająca metody pomiaru parametrów jakości energii.

W praktyce szczególne znaczenie ma rozróżnienie klasy A i klasy S. Jeżeli wyniki mają służyć do porównywania pomiarów wykonanych różnymi urządzeniami, formalnej oceny parametrów albo rozstrzygania sporu dotyczącego jakości zasilania, właściwym wyborem jest analizator realizujący pomiary klasy A. Klasa S sprawdza się przede wszystkim w badaniach diagnostycznych i monitoringu, w których głównym celem jest znalezienie problemu, a nie uzyskanie maksymalnej porównywalności metrologicznej.

Nie wystarczy jednak informacja „analizator jakości energii” na obudowie. Trzeba sprawdzić w dokumentacji, które funkcje rzeczywiście realizowane są zgodnie z daną klasą normy.

Dużym błędem jest także obserwowanie wyłącznie wartości średnich. W sieci 50 Hz okres jednego cyklu wynosi 20 ms, a 10 cykli to 200 ms. Krótkie zapady napięcia trwające kilkaset milisekund mogą wyłączyć stycznik, sterownik PLC lub napęd, choć 10-minutowa średnia napięcia będzie wyglądała zupełnie normalnie.

Dlatego rejestracja jakości energii powinna obejmować co najmniej:

• wartości skuteczne napięć i prądów,

• częstotliwość,

• zapady i wzrosty napięcia,

• przerwy w zasilaniu,

• asymetrię napięć,

• harmoniczne i THD,

• migotanie światła, jeśli charakter odbiorników wskazuje na szybkie zmiany obciążenia,

• moc czynną i bierną oraz współczynnik mocy, gdy badany jest wpływ odbiorników,

• zdarzenia przejściowe, jeśli przyrząd je obsługuje i charakter problemu uzasadnia taką analizę.

Do harmonicznych stosowane są zasady opisane w IEC 61000-4-7, natomiast pomiary migotania światła są związane z IEC 61000-4-15. To ważne, ponieważ dwa urządzenia pokazujące napis „THD” nie muszą przetwarzać sygnału dokładnie w taki sam sposób, jeżeli nie pracują według tej samej metody pomiarowej.

Kolejna pułapka to ręczne ustawianie progów zdarzeń. Próg zapadu ustawiony zbyt nisko sprawi, że rejestrator nie zapisze zjawiska, które rzeczywiście powoduje problem. Zbyt czułe ustawienie może z kolei wygenerować setki zdarzeń bez znaczenia praktycznego. Progi służące do formalnej oceny powinny wynikać z przyjętej normy lub kryterium technicznego, a w diagnostyce można prowadzić dodatkową, bardziej czułą rejestrację.

Nie należy też mylić chwilowego odczytu 231 V z oceną jakości napięcia. W europejskich publicznych sieciach niskiego napięcia punktem odniesienia jest 230/400 V, natomiast ocena zgodności z EN 50160 opiera się na określonych metodach statystycznych i okresach obserwacji. Dla zmian napięcia podstawowym kryterium jest m.in. udział 10-minutowych wartości skutecznych w tygodniowym okresie obserwacji. Dla sieci nn w normalnych warunkach pracy 95% takich wartości powinno mieścić się w granicach ±10% napięcia znamionowego.

Z tego powodu piętnastominutowy pomiar wykonany w poniedziałek rano nie pozwala uczciwie stwierdzić, że „jakość energii jest prawidłowa”.

Tydzień danych też można zmarnować przez zły czas, zegar i interpretację

Czas rejestracji powinien obejmować pełny cykl występowania badanego problemu. Jeżeli awaria maszyny pojawia się kilka razy dziennie, kilka godzin pomiaru może wystarczyć do wychwycenia zdarzenia. Jeśli użytkownik zgłasza wzrost napięcia wyłącznie w słoneczne weekendy, trzy godziny pomiaru we wtorkowe popołudnie nie mają większej wartości.

Przy ocenie parametrów charakterystycznych dla EN 50160 naturalnym punktem wyjścia jest pełny tydzień pomiarów. W zakładzie przemysłowym tydzień nie zawsze jednak wystarcza. Produkcja może pracować w cyklu dwutygodniowym, największa maszyna może być uruchamiana tylko podczas konkretnego zlecenia, a agregat testowany raz w miesiącu. Rejestrację trzeba wtedy wydłużyć.

Istotna jest też synchronizacja czasu. Gdy operator mówi: „falownik wyłączył się o 13:42:18”, a zegar analizatora jest przesunięty o cztery minuty, korelacja zdarzeń staje się zgadywaniem.

Przed pomiarem trzeba zatem:

• ustawić prawidłową datę, godzinę i strefę czasową;

• w pomiarach wielopunktowych zsynchronizować wszystkie urządzenia z jednym źródłem czasu;

• zanotować godziny rozruchów, zatrzymań i awarii;

• pobrać logi ze sterowników PLC, falowników, UPS-ów lub zabezpieczeń, jeśli są dostępne;

• nie kasować surowych danych po wygenerowaniu automatycznego raportu.

Przy porównywaniu kilku analizatorów w różnych punktach instalacji synchronizacja przez GPS, PTP lub inne rozwiązanie zapewniające odpowiednią dokładność może być znacznie lepszym wyborem niż ręczne ustawienie zegara. Samo NTP może być wystarczające do długookresowych trendów, ale nie zawsze daje dokładność potrzebną do ustalania kolejności bardzo krótkich zdarzeń.

Osobnym problemem jest bezrefleksyjne zaufanie do automatycznego raportu. Raport potrafi poprawnie stwierdzić, że wystąpił zapad, ale nie wyjaśni automatycznie, czy przyczyną był rozruch silnika po stronie odbiorcy, zwarcie w sieci operatora, przełączenie dużego obciążenia czy problem lokalnego połączenia.

Tu potrzebna jest analiza zależności.

Jeżeli w chwili obniżenia napięcia jednocześnie gwałtownie rośnie prąd badanego obwodu, najpierw trzeba sprawdzić odbiorniki i impedancję instalacji po stronie użytkownika. Gdy napięcie spada, ale lokalny prąd nie wykazuje zdarzenia mogącego to wywołać, rośnie prawdopodobieństwo przyczyny znajdującej się wyżej w układzie zasilania. To nadal nie jest automatyczny dowód winy operatora – do takiego wniosku potrzebne są dane z właściwego punktu pomiarowego.

Podobnie z harmonicznymi. Wysokie THD napięcia i wysokie THD prądu nie znaczą tego samego. Silnie odkształcony prąd pobierany przez falowniki, zasilacze impulsowe czy prostowniki może przy odpowiedniej impedancji sieci powodować odkształcenie napięcia. Montowanie filtrów tylko dlatego, że raport pokazuje duże THDi, bez analizy widma, obciążenia i parametrów sieci, jest kosztownym skrótem myślowym.

Trzeba uważać również na baterie kondensatorów. W instalacji z dużą liczbą odbiorników nieliniowych dołożenie zwykłej kompensacji mocy biernej bez sprawdzenia harmonicznych może zwiększyć ryzyko rezonansu. Jeśli w sieci pracują falowniki, UPS-y, prostowniki dużej mocy lub instalacja PV, analiza widma powinna poprzedzać decyzję o zmianach w kompensacji.

Kalibracja też nie jest formalnością. Nie istnieje jeden uniwersalny przepis nakazujący kalibrację każdego analizatora dokładnie co 12 miesięcy. Interwał należy ustalić na podstawie zaleceń producenta, historii przyrządu, warunków użytkowania i wymagań systemu jakości. Jeśli jednak wynik ma być podstawą reklamacji, odbioru technicznego albo sporu, aktualne świadectwo wzorcowania i udokumentowany stan całego toru pomiarowego mają znacznie większe znaczenie niż przy zwykłym poszukiwaniu przyczyny awarii.

FAQ

Jak długo powinien trwać pomiar jakości energii?
Do znalezienia częstego, powtarzalnego zdarzenia czasem wystarcza kilka godzin lub 1-2 dni. Przy ocenie parametrów napięcia według EN 50160 podstawowym okresem analizy jest tydzień. Jeśli problem występuje rzadziej, rejestrację trzeba prowadzić do momentu objęcia charakterystycznego cyklu pracy instalacji.

Czy zwykły miernik napięcia wystarczy do sprawdzenia jakości energii?
Nie. Multimetr pokaże przede wszystkim bieżącą wartość napięcia. Nie zastąpi analizatora rejestrującego zapady, wzrosty, przerwy, harmoniczne, asymetrię czy długookresowe trendy.

Czy do każdego pomiaru potrzebny jest analizator klasy A?
Nie. Do szybkiej diagnostyki instalacji urządzenie klasy S może być wystarczające. Klasa A ma pierwszeństwo, gdy wymagana jest porównywalność wyników, formalna ocena parametrów albo dane mogą zostać użyte w sporze dotyczącym jakości zasilania.

Dlaczego analizator pokazuje ujemną moc czynną?
Najpierw trzeba sprawdzić kierunek cęgów prądowych oraz przyporządkowanie kanałów prądowych do napięciowych. Ujemna moc może być prawidłowa w instalacji oddającej energię do sieci, np. z fotowoltaiki, ale w typowym obwodzie odbiorczym często oznacza błąd podłączenia.

Czy wysokie THD oznacza, że trzeba zamontować filtr harmonicznych?
Nie. Najpierw należy ustalić, których harmonicznych jest najwięcej, przy jakim obciążeniu się pojawiają, gdzie znajduje się ich źródło oraz jaka jest impedancja sieci. Filtr dobrany tylko na podstawie jednego wskaźnika THD może być zbędny albo niewłaściwie dostrojony.

Czy wzrost napięcia powyżej 253 V oznacza awarię sieci?
253 V odpowiada 110% napięcia znamionowego 230 V. Pojedynczy odczyt przekraczający tę wartość nie wystarcza jednak do pełnej oceny jakości napięcia ani wskazania odpowiedzialności. Trzeba znać czas trwania zdarzenia, sposób agregacji wyników, miejsce pomiaru i zachowanie instalacji w tym samym czasie.

Co sprawdzić przed rozpoczęciem tygodniowej rejestracji?
Najpierw kolejność faz, kierunek i zakres cęgów, przyporządkowanie kanałów prądowych i napięciowych, zegar analizatora oraz wybrane progi zdarzeń. Następnie warto wykonać zdjęcie podłączenia i zapisać konfigurację urządzenia.

Jeżeli trzeba wybrać tylko jedną rzecz do poprawienia, zacznij od weryfikacji podłączenia analizatora i miejsca pomiaru. Dopiero gdy fazy, kierunki cęgów, zakresy, zegar i punkt rejestracji są bezsporne, ma sens analizowanie harmonicznych, zapadów i zgodności z normami. Tydzień perfekcyjnie zarejestrowanych danych z niewłaściwego punktu instalacji nadal pozostaje tygodniem niewłaściwych danych.

Dodatkowe informacje na: https://www.merserwis.pl