Contributii Privind Sistemele de Monitorizare Si Control Destinate Optimizarii Consumurilor de Energie Electrica

Contribuții privind sistemele de monitorizare și control destinate optimizării consumurilor de energie electrică

Teză de doctorat

CUPRINS

1.- INTRODUCERE

1.1. Generalități

1.2. Definiții

2.- PERTURBAȚIILE CARE AFECTEAZĂ CALITATEA ENERGIEI

ELECTRICE

2.1. Perturbatii tranzitorii

2.2. Perturbații de scurtă durată

2.3. Perturbatii de lunga durata

2.4. Nesimetrii de tensiune

2.5. Distorsiuni de formă a sinusoidalității

2.6. Fluctuații de tensiune (flicker)

2.7. Variații ale frecvenței

2.8. Evenimente repetitive

3. EFICIENȚA ENERGETICA ȘI CALITATEA ENERGIEI ELECTRICE

4. MĂSURAREA PARAMETRILOR CARE DEFINESC CONSUMUL ȘI

CALITATEA ENERGIEI ELECTRICE

4.1. Lanțul de măsurare

4.2. Clasele echipamentelor de măsurare

4.3. Intervalul de măsurare de bază și intervalele de agregare a datelor măsurate

4.4. Algoritmul de agregare a datelor măsurate

4.5. Incertitudinea Ceasului de Timp Real

4.6. Măsurarea și monitorizarea frecvenței

4.7. Măsurarea și monitorizarea amplitudinii tensiunii

4.8. Măsurarea și monitorizarea golurilor de tensiune

4.9. Măsurarea și monitorizarea întreruperilor de scurtă și lungă durată a

tensiunii de alimentare

4.10. Măsurarea și monitorizarea supratensiunilor temporare de frecvență

industrială

4.11. Măsurarea și monitorizarea supratensiunilor tranzitorii

4.12. Măsurarea și monitorizarea nesimetriilor de tensiune și curent electric

4.13. Măsurarea și monitorizarea armonicelor și interarmonicelor de tensiune

și curent electric

4.14. Măsurarea și monitorizarea fluctuațiilor de tensiune (nivelul de flicker)

5. SISTEM MODERN DE MANAGEMENT AL ENERGIEI ELECTRICE

5.1. Arhitectura de ansamblu

5.2. Structura sistemului de monitorizare și control a consumului și a calității

energiei electrice

5.3. Smart Grid și Smart Metering

6. CONTRIBUȚII PRIVIND REALIZAREA UNOR ECHIPAMENTE

ROMÂNESTI DESTINATE MONITORIZARII ȘI CONTROLULUI

PARAMETRILOR DE CALITATE A ENERGIEI ELECTRICE,

RESPECTIV OPTIMIZĂRII CONSUMULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ

6.1. Introducere

6.2. Specificație tehnică pentru echipamente destinate monitorizării on-line și

controlul parametrilor de calitate a energiei electrice, respectiv

optimizării consumului de energie electrică

6.3. Echipamente românești pentru monitorizarea on-line și controlul parametrilor de

calitate a energiei electrice, respectiv optimizării consumului de energie electrică

7. CONCLUZII GENERALE ȘI CONTRIBUȚII

7.1. Concluzii generale

7.2. Contribuțiile principale ale autorului

Bibliografie

1. INTRODUCERE

1.1. Generalități

O rețea electrică inteligentă implementează politicile de eficiență energetică pe parcursul întregului lanț, de la generare la utilizatori. Eficiența energetică se referă, în contextul rețelelor inteligente, la reducerea pierderilor în liniile de transport și distribuție, controlul eficient al tensiunii, dar și la reducerea consumului utilizatorilor. Legătura dintre investițiile financiare în rețelele inteligente și eficiența energetică este prezenată în figura 1.

Studiile propuse aici se axează pe eficiența energetică și calitatea energiei electrice la nivelul consumatorului conectat la rețelele electrice inteligente, ca parte integrantă a acestora.

Rețelele electrice inteligente sunt în prezent un domeniu de cercetare interesant, făcând apel la domenii conexe, cum ar fi tehnologia informației și controlul automat. S-au realizat multe studii pe această temă, însă majoritatea acestora s-au referit la reducerea costurilor și a consumului la vărf de sarcină prin urmărirea în timp real a prețului energiei, fiind pus mai puțin accent pe eficiența energetică.

Trebuie menționat faptul că peste 70% din consumul total de energie se regăsește în clădiri, fie acestea rezidențiale sau comerciale.

Politicile de eficiență energetică se dezvoltă într-un mod alert, fiind inițiate atât de organismele guvernamentale, cât și de către companiile de utilități.

În acest context, o problemă de actualitate constă în echilibrarea investițiilor în rețelele inteligente și reducerea consumului la utilizatori (Figura 1.1.).

Fig. 1.1. Rolul eficienței energetice în rețelele electrice inteligente.

Pentru a realiza, însă, acest obiectiv, utilizatorii trebuie să aibă o funcționare controlabilă și eficientă. Echipamentele conectate în prezent la rețea și deficiențele din funcționarea rețelelor electrice au ca rezultat un confort scăzut al utilizatorului, reducerea duratei de viață a echipamentelor și risipa de energie. De aceea, consumatorii nu mai pot fi tratați ca entități separate de sistemele inteligente de control care le reglează funcționarea. Un utilizator inteligent va trebui să aibă, pe lângă echipamente eficiente din punct de vedere energetic și sistemele de control și automatizare necesare pentru realizarea unei programări eficiente a funcționării și coordonarea consumatorului în raport cu rețeaua din care face parte.

Pentru atingerea obiectivelor de eficiență energetică, consumatorul trebuie motivat să participe la programele de delestare și aplatizare automată a curbei de sarcină, prin facilitarea accesului acestora la tehnologiile necesare și prin stimulente financiare (conștientizarea beneficiilor eficienței energetice). Clădirile nu vor mai fi doar „verzi” ci și „inteligente”, prin controlul energiei, care va putea fi atât cumpărată cât și vândută de către utilizatori. Inteligența utiilizatorilor va consta tocmai în capacitatea acestora de a manipula fluxurile de energie și veniturile obținute, prin strânsa funcționare cu rețelele inteligente din care fac parte integrantă.

Unul din mijloacele prin care se poate atinge acest obiectiv, aducând în plus și multe alte avantaje, este proiectarea unui sistem inteligent monitorizare, comandă și control destinate optimizării consumurilor de energie electrică la nivel de consumator a sistemelor de alimentare cu energie electrică. Pe plan internațional, acest sistem poartă denumirea de Advanced Metering Infrastructure (AMI).

Prezenta lucrarea iși propune o aprofundare a acestui concept prin prisma eficienței energetice, și dezvoltării durabile.

1.2. Definiții

În prezenta lucrare se folosesc următorii termeni specifici :

Energia reprezintă puterea consumată în unitatea de timp.

Puteri: Pentru regimul electrocinetic al circuitelor electrice și electronice sunt definite următoarele puteri:

În curent continuu: în cazul general al unui receptor aflat în regim electrocinetic caracterizat de curentul constant I și având tensiunea la borne U, puterea absorbită este:

(1.1)

În caz particular, într-un rezistor de rezistență R aflat în regim electorcinetic se disipă, conform legii transformării energiei în conductoare) o putere:

(1.2.)

În regim nestaționar oarecare dacă un element de circuit (dipol sau cuadripol) are la bornele sale la momentul de timp t, tensiunea u(t) = u și curentul i(t)=i, atunci produsul:

(1.3)

se numește puterea instantanee absorbită de receptor.

În cazul unui regim electrocinetic periodic, de perioada T, valoarea medie a puterii instantanee, notată de regula cu P, se numește puterea activă absorbită de elementul receptor

(1.4)

În general, puterea instantanee are o componenta continuă (puterea activă P) și una variabilă p(t):

(1.5)

În regim sinusoidal monofazat , dacă

(1.6)

și

(1.7)

unde au și ai reprezintă defazajul dintre u și i, puterea instantanee este:

(1.8)

sau

(1.9)

unde

(1.10)

se numește putere activă [W], iar

(1.11)

se numește putere oscilantă fluctuantă și se datorează câmpurilor electrice și magnetice produse de circuit.

Se definește puterea reactivă ca fiind valoarea maximă a puterii fluctuante:

(1.12)

unde

unitatea de măsură fiind denumită var (volt-amper-reactiv).

Punerea aparentă este denumită ca produs dintre valorile electrice efective ale tensiunii și curentului, se noteaza cu S și se măsoară VA (voltamper)

(1.13)

În regim nesinusoidal monofazat, dacă u și i sunt mărimi de aceeași frecvență, putere activă este:

(1.14)

iar puterea reactivă este definită

(1.15)

unde Ui și Ii sunt valorile efective ale armonicelor de ordinul i ale tensiunii respectiv

curentului, iar φ, defazajele intre ele. Puterea aparentă, în acest caz:

(1.16)

unde D este puterea deformată.

În rețelele trifazate, de curent alternativ sinusoidal, puterile se definesc astfel:

Puterea activă:

(1.17)

unde Pfk (k=1, 2, 3) sunt puterile active pe fiecare fază. Dacă sistemele trifazate de tensiuni și curenți sunt simetrice , atunci:

(1.18)

Uf și If sunt mărimile de fază, iar U și I sunt cele de linie.

Puterea reactivă:

(1.19)

unde Qfk (K = 1,2,3) sunt puterile reactive pe fiecare fază. Pentru sistemele trifazate de tensiuni și curenți, simetrice:

(1.20)

Puterea aparenta:

(1.21)

În cazul general, puterea aparentă complexă este:

(1.22)

Așa cum s-a mentționat energia în circuitele electrice este definită ca integrală în timp a puterilor.

În curent continuu, energia activă în intervalul de la t1 la t2 este dată de relația:

(1.23) W = P(t2 – t1) = UI(t2-t1)

U și I având valori constante în timp.

În curent alternativ sinusoidal, energia activă consumată în intervalul de timp de la

0 la t este dată de relația:

(1.24)

kWh (kilowatora) este unitatea de masura cel mai des folosita pentru energia activa masurata la consumatori industriali sau casnici.

Energia reactiva este determinata folosind relatia:

(1.25)

unde P și Q pot fi puteri active și respectiv reactive în rețele monofazate sau trifazate.

Unitatea de măsură cea mai des folosită este kVar (kilovatora).

2. PERTURBAȚIILE CARE AFECTEAZĂ CALITATEA ENERGIEI

ELECTRICE

Calitatea energiei electrice este o preocupare majoră, mai ales în cazul particular al consumatorilor casnici, deoarece buna funcționare a echipamentelor electrice și electronice conectate la rețeaua electrică depinde în mare măsură de calitatea energiei electrice furnizate acestora.

Din punctul de vedere al consumatorilor, calitatea energiei electrice se rezumă la livrarea energiei electrice fără variații ale tensiunii și frecvenței acesteia.

Din diverse motive, energia electrică livrată consumatorilor nu este întotdeauna conformă cu cerințele acestora, existând o serie întreagă de evenimente, care pot să apară în sistem: scurtcircuite, cuplarea/decuplarea unor generatoare în/din sistem, conectarea/ deconectarea unor motoare sincrone, trăsnete etc., evenimente ce pot conduce la apariția unor

perturbații: întreruperi de tensiune, căderi de tensiune, supratensiuni, armonici, impulsuri tranzitorii, zgomot etc.

Există mai multe criterii pentru caracterizarea perturbațiilor, care apar în rețelele de distribuție a energiei electrice, criterii ce caracterizează perturbațiile – fie în domeniul timp (durată, amplitudine, repetitivitate), fie în domeniul frecvențe.

2.1. Perturbații tranzitorii

a. Impulsurile tranzitorii sunt de regulă unidirecționale ca și polaritate.

b. Oscilațiile tranzitorii constau în variații rapide ale tensiunii sau curentului cu schimbări bruște de polaritate.

Cauzele posibile ale perturbațiilor tranzitorii de tip impuls, sunt: fulgerele, fire defecte, contacte ale releelor, conectarea sau deconectarea unei sarcini sau activarea dispozitivelor pentru corecția factorului de putere. Cea mai comună cauză a producerii oscilațiilor tranzitorii este introducerea în rețea a unor capacități pentru corecția factorului de putere.

2.2. Perturbații de scurtă durată

a. Golurile de tensiune includ o scădere bruscă a tensiunii în rețeaua de alimentare sub

0,9 Un, urmată de o revenire la tensiunea inițială sau aproape de nivelul de un interval de timp de zece milisecunde până la câteva zeci de secunde;

Sunt cauzate, ca regulă, de defecte ale sistemului de distribuție a energiei electrice sau echipamente defecte- (o linie căzutpentru energia activa masurata la consumatori industriali sau casnici.

Energia reactiva este determinata folosind relatia:

(1.25)

unde P și Q pot fi puteri active și respectiv reactive în rețele monofazate sau trifazate.

Unitatea de măsură cea mai des folosită este kVar (kilovatora).

2. PERTURBAȚIILE CARE AFECTEAZĂ CALITATEA ENERGIEI

ELECTRICE

Calitatea energiei electrice este o preocupare majoră, mai ales în cazul particular al consumatorilor casnici, deoarece buna funcționare a echipamentelor electrice și electronice conectate la rețeaua electrică depinde în mare măsură de calitatea energiei electrice furnizate acestora.

Din punctul de vedere al consumatorilor, calitatea energiei electrice se rezumă la livrarea energiei electrice fără variații ale tensiunii și frecvenței acesteia.

Din diverse motive, energia electrică livrată consumatorilor nu este întotdeauna conformă cu cerințele acestora, existând o serie întreagă de evenimente, care pot să apară în sistem: scurtcircuite, cuplarea/decuplarea unor generatoare în/din sistem, conectarea/ deconectarea unor motoare sincrone, trăsnete etc., evenimente ce pot conduce la apariția unor

perturbații: întreruperi de tensiune, căderi de tensiune, supratensiuni, armonici, impulsuri tranzitorii, zgomot etc.

Există mai multe criterii pentru caracterizarea perturbațiilor, care apar în rețelele de distribuție a energiei electrice, criterii ce caracterizează perturbațiile – fie în domeniul timp (durată, amplitudine, repetitivitate), fie în domeniul frecvențe.

2.1. Perturbații tranzitorii

a. Impulsurile tranzitorii sunt de regulă unidirecționale ca și polaritate.

b. Oscilațiile tranzitorii constau în variații rapide ale tensiunii sau curentului cu schimbări bruște de polaritate.

Cauzele posibile ale perturbațiilor tranzitorii de tip impuls, sunt: fulgerele, fire defecte, contacte ale releelor, conectarea sau deconectarea unei sarcini sau activarea dispozitivelor pentru corecția factorului de putere. Cea mai comună cauză a producerii oscilațiilor tranzitorii este introducerea în rețea a unor capacități pentru corecția factorului de putere.

2.2. Perturbații de scurtă durată

a. Golurile de tensiune includ o scădere bruscă a tensiunii în rețeaua de alimentare sub

0,9 Un, urmată de o revenire la tensiunea inițială sau aproape de nivelul de un interval de timp de zece milisecunde până la câteva zeci de secunde;

Sunt cauzate, ca regulă, de defecte ale sistemului de distribuție a energiei electrice sau echipamente defecte- (o linie căzută la pămînt – defect, care va persista pană nu va fi înlăturat), pornirea-oprirea unor sarcini foarte mari (motoare).

2.3. Perturbații de lungă durată

Sunt variații ale valorii efective pe o perioadă de timp ce depășește un minut.

a. Supratensiunile sunt creșteri ale valorii efective (la frecvența nominală) a tensiunii peste 1.1 Un pentru intervale mai lungi de 10 ms, care apar în sistemele de alimentare.

Printre cauzele care generează astfel de perturbații se numără: decuplarea unor sarcini mari, variații în compensarea reactivă a sistemului, la producerea unui scurt-circuit sau reglarea defectuoasă a regulatoarelor de tensiune.

b. Subtensiunile sunt scăderi ale valorii efective nominale (la frecvența nominală) pentru intervale mai lungi de un minut.

Sunt produse de conectări ale unor sarcini mari, variații ale compensării reactive a sistemului, regulatoare de tensiune ajustate incorect, supraîncărcarea liniei de transmisie a energiei electrice.

c. Întreruperile de tensiune sunt definite ca fiind scăderi la zero a valorii tensiunii de alimentare pentru o durată mai mare de un minut. Sunt provocate (cel mai frecvent) de accidente, care afectează liniile de transmisie, transformatoarele.

2.4. Nesimetrii de tensiune

Se produc atunci cînd valoarea efectivă a diferitelor tensiuni de fază sau unghiuri de fază între faze consecutive nu sunt egale. Aceste anomalii sunt considerate severe dacă

valoarea lor depășește 5 %. Sunt generate de sarcini dezechilibrate sau de pierderile excesive din conductoarele electrice ale liniei de alimentare cu energie electrică.

2.5. Distorsiuni de formă a sinusoidalității

Sunt deviații de la forma de undă ideală (sinusoidală) caracterizate de prezența în spectrul semnalului a componentelor spectrale ale acestor distorsiuni.

Există cîteva tipuri de astfel de perturbații:

a. Componenta continuă constă în prezența unei tensiuni suprapuse peste tensiunea liniei de alimentare. Astfel de distorsiuni pot fi cauzate de modificările geometrice ale

componentelor generatoarelor (stator, rotor), pornirea și oprirea unor mașini sincrone sau prezența unor surse de alimentare în comutație. Amplitudinea componentei continue este destul de mare pe perioada pornirii – opririi mașinilor sincrone.

b. Distorsiunile armonice sunt perturbații sinusoidale cu frecvența multiplu întreg al frecvenței sistemului de alimentare cu energie electrică. Orice dispozitiv sau sarcină neliniară produc astfel de perturbații.

Consumatorii neliniari pasivi produc, de regulă, armonici impare, armonicile pare fiind produse de către dispozitivele active, dar și de către transformatoarele saturate cu un curent continuu.

În afara componentelor armonice, în rețea pot să apară și componente nearmonice: subarmonici sau interarmonici produse de convertizoarele de frecvență sau de motoarele asincrone prin fenomenul de alunecare.

c. Vîrfurile de tensiune sunt distorsiuni ale tensiunii de alimentare cauzate de operarea normală a dispozitivelor electrice în momentul comutării curentului de la o fază la alta.

d. Zgomotul include orice semnal nedorit cu componente spectrale mai mici de

200 kHz suprapuse peste tensiunea sau curentul din linia de alimentare. Zgomotele pot fi produse de echipamentele care produc arc electric, circuitele de control, surse de alimentare în comutație.

2.6. Fluctuațiile de tensiune (flicker)

Sunt schimbări aleatoare ale tensiunii, magnitudinea acestora nedepășind limita de

105 % din valoarea nominală a tensiunii rețelei. Orice sarcină care prezintă variații semnificative ale curentului, respectiv a valorii elementului reactiv cum ar fi arcurile electrice, poate provoca astfel de fluctuații.

Flickerul produce variații ale iluminării în cazul utilizării surselor de iluminat incandescente, efectul fiind foarte deranjant pentru ochi, dacă frecvența fluctuațiilor este de 8,8 Hz.

2.7. Variații ale frecvenței

Sunt modificări ale frecventei retelei ( fata de frecenta nominala) și sunt legate de schimbările vitezei generatoarelor rotative datorită dezechilibrului între sarcină și capacitatea respectivului generator.

Printre cauze este cuplarea / decuplarea unor sarcini foarte mari.

Scăderea frecvenței rețelei are ca efect creșterea pierderilor în transformatoare și creșterea uzurii generatoarelor, ca efect al apropierii de frecvența de rezonanță a acestora.

2.8. Evenimentele repetitive

Reprezintă o serie de evenimente, care se produc la intervale regulate.

Printre cauzele apariției acestor perturbații se numără și dispozitivele, care produc evenimente repetitive cum ar fi: dispozitive cu viteză variabilă, startere, dispozitive de sudură cu arc.

In figura 2.1 sunt prezentate cîteva dintre perturbațiile întîlnite frecvent în rețelele de

alimentare cu energie electrică: impulsuri tranzitorii, întreruperi de tensiune, supratensiuni,

căderi de tensiune, fluctuații de tensiune (flicker), variații ale frecvenței rețelei.

Emisiile perturbatoare determinate de funcționarea unor categorii de consumatori, dar și datorită unor surse din rețelele electrice (caracteristici neliniare ale echipamentelor din rețelele electrice, descărcarea corona, defecte în rețelele de transport și distribuție a energiei

electrice și mai nou, centralele electrice eoliene, centralele fotoelectrice etc.) și care pot afecta

Impulsuri tranzitorii Întrerupere de tensiune Supratensiune

Cădere de tensiune Fluctuații de tensiune (flicker) Variații ale frecvenței

Fig. 2.1 Tipuri de perturbații

calitatea energiei electrice fac parte din categoria perturbațiilor electromagnetice de joasă frecvență conduse (tabelul 2.1).

Calitatea Energiei Electrice poate fi afectată în principal de perturbațiile conduse cu frecvențe până la cel mult 9 kHz (perturbații de joasă frecvență). În funcție de tipul perturbațiilor care pot determina abateri ale indicatorilor/parametrilor de calitate a energiei electrice, perturbațiile pot fi împărțite, în perturbații care afectează calitatea tensiunii de alimentare și perturbații care afectează continuitatea alimentării (figura 2.2.).

In funcție de locul în care apar perturbațiile care determină abateri ale indicatorilor / parametrilor de calitate, aceștia se împart în indicatori/parametri primari, care sunt determinați în special de activități din domeniul producerii, transportului și distribuției de energie electrică și indicatori/parametrii secundari, determinați în primul rând de funcționarea consumatorilor perturbatori.

Tabelul 2.1 – Perturbații electromagnetice în mediul ambiant

Fig. 2.2 – Componentele calității energiei electrice.

În categoria indicatorilor/parametrilor primari de calitate a energiei electrice intră:

frecvența tensiunii de alimentare;

amplitudinea tensiunii la barele de alimentare;

supratensiunile temporare și fenomenele tranzitorii;

golurile de tensiune;

întreruperile de scurtă și lungă durată.

întreruperile planificate (lucrări de extindere, mentenanță).;

În categoria indicatorilor/parametrilor secundari sunt cuprinși indicatorii care definesc următoarele tipuri de emisii perturbatoare:

armonicele;

interarmonicele;

fluctuațiile de tensiune (efectele de flicker);

nesimetriile.

3. LEGATURA DINTRE EFICIENȚA ENERGETICA ȘI CALITATEA

ENERGIEI ELECTRICE

Eficiența energetică semnifică utilizarea rațională și, în consecință, reducerea consumului de energie electrică prin soluții, comportamente și metode de lucru ce permit utilizarea unei cantități mai mici de energie electrică.

Energia electrică este probabil cea mai importantă materie primă utilizată astăzi.

Ca orice produs, energia electrica trebuie să satisfacă propriile cerințe de calitate. Calitatea energiei electrice produsă în centralele electrice, vehiculată în rețelele electrice de transport și distribuție și furnizată consumatorilor este unul dintre factorii importanți care determină eficiența economică atât a consumatorilor, cât și a rețelelor electrice. Pentru ca un echipament electric să funcționeze corect, este necesar ca energie electrică să-i fie furnizată la o tensiune cuprinsă într-o anumită bandă în jurul valorii nominale. O mare parte – semnificativă – a echipamentelor utilizate în prezent, în special dispozitive electronice și calculatoare, necesită o bună calitate a energiei electrice. Aceleași echipamente pot cauza adesea o distorsiune a tensiunii de alimentare a instalațiilor ca urmare a caracteristicilor lor nelineare, adică ele conduc la apariția unui curent nesinusoidal atunci când se aplică o tensiune sinusoidală.

Conform standardelor furnizorul este cel care livrează energia electrică printr-un sistem de distribuție public, iar utilizatorul sau consumatorul este achizitorul (cumpărătorul) energiei electrice de la furnizor. Utilizatorul este îndreptățit să primească de la furnizor o energie cu o calitate corespunzătoare. În practică nivelul de calitate a energiei electrice este un compromis între utilizator și furnizor. Dacă calitatea disponibilă nu este suficientă pentru nevoile utilizatorului, sunt necesare măsuri de îmbunătățire a calității și acestea vor fi subiectul unei analize cost-beneficiu.

Calitatea energiei este o preocupare majoră la nivel global și, de cele mai multe ori, depinde de numeroși factori din interiorul și exteriorul consumatorului. Datorită acestor factori, tensiunea la bornele consumatorului oscilează față de nivelul tensiunii nominale. Echipamentele electronice sensibile pot fi grav afectate de aceste fluctuații chiar și foarte mici. (exemplu: PLC-urile).

Beneficiile verificării si analizei calității energiei electrice sunt:

Eliminarea intreruperilor accidentale a fluxului de producție cu efecte directe în productivitatea muncii și a graficului de livrări planificat;

Obținerea de argumente tehnice pentru renegocierea contractului cu furnizorul de energie electrică;

Asigurarea unei durate de viață mai mare a utilajelor și implicit o reducere a costurilor cu înlocuirea echipamentelor afectate;

Respectarea prevederilor/exigențelor standardelor de calitate asumate de

managementul companiei (reducerea costurilor cu remedierea produselor defecte și micșorarea ratei rebuturilor).

În Statele Unite ale Americii, pierderile anuale cauzate de problemele legate de calitatea energiei sunt între 35-50 miliarde USD. Și Europa a identificat că problemele cu energia sunt un cost important pentru industrie. Utilajele tehnologice moderne sunt controlate

utilizând componente electronice care sunt mult mai sensibile la fluctuațiile/ variațiile de energie. Zona de producție și sistemele IT conțin foarte multe componente electronice

interdependente. Din acest motiv, funcționarea optimă a fiecărei componente este vitală pentru companie.

În ultimul timp, în cadrul CIGRE, CIRED, EURELECTRIC, dar și al organismelor

internaționale de standardizare (CEI, CENELEC) există preocupări intense pentru definirea

clară a unor proceduri/metode de măsurare și a unui set de indicatori/parametrii care să permită evaluarea nivelului de calitate a energiei electrice din rețelele electrice, definirea limitelor acceptate de încadrare a acestora și respectiv evaluarea consumului de energie .

Calitatea energiei electrice este influențată atât de activitatea producătorului, transportatorului, distribuitorului, cât și de activitatea consumatorului de energiei electrică.

Sistemele de producere, transport și distribuție a energiei electrice, datorită caracteristicilor lor și a solicitărilor specifice care apar (avarii, vânt, trăsnete, depuneri de gheață etc) sunt sursa perturbațiilor sub formă de întreruperi, goluri de tensiune, nesimetrii, supratensiuni, variații de tensiune și de frecvență.

Funcționarea multor consumatori industriali și, în ultima perioadă, funcționarea unor categorii de producători de energie electrică (de exemplu: centralele electrice eoliene), poate fi însoțită de introducerea în rețeaua electrică de alimentare a unor importante perturbații sub formă de armonice, interarmonice, flicker, nesimetrii, goluri și creșteri de tensiune, care pot determina reducerea nivelului de calitate a energiei electrice livrată consumatorilor conectați în rețea.

Abaterile parametrilor de calitate a energiei electrice față de valorile acceptate pot determina daune din cauza reducerii producției planificate sau a scăderii duratei de viață a utilajelor și echipamentelor consumatorului, creșterea pierderilor la transportul și distribuția energiei electrice, ca și solicitări suplimentare ale generatoarelor din sistem.

Procesele tehnologice moderne ale consumatorilor pot fi derulate în mod eficient numai în condițiile unui sistem energetic capabil de a asigura calitatea corespunzătoare a energiei electrice furnizate, de a putea prelua o serie de perturbații introduse în rețeaua electrică de alimentare de instalațiile electrice ale consumatorilor și de a asigura eventualele variații ale cererii de putere și energie electrică.

Prin actualele reglementări din România, Operatorul de Transport și Sistem (OTS) și Operatorii de Distribuție (OD) au obligația de a urmări respectarea parametrilor de calitate în rețelele proprii. Monitorizarea parametrilor de calitate a energiei electrice se face în punctele de interfață (figura 2.3), de exemplu în punctelel A și B, unde Operatorul de Transport și Sistem (în punctul A) și Operatorul de Distribuție (în punctul B), respectiv,

Furnizorul, au obligații contractuale de a livra energia electrică la parametri de calitate contractați.

Ordonanța Guvernului României nr. 22/2008, privind eficiența energetică și promovarea utilizării la consumatorii finali a surselor regenerabile de energie, împreună cu normele de aplicare publicate în Monitorul Oficial, partea I, nr. 263/22.IV.2009, impune consumatorilor finali de energie a dispune de:

Sistem de măsurare a consumurilor energetice;

Sistem de evidență a consumurilor energetice, organizat astfel încât să măsoare

și să înregistreze consumurile de energie defalcate pe fiecare tip în parte;

Sistem de monitorizare a consumurilor energetice, care să asigure prelucrarea

datelor înregistrate privind evoluția producției și a consumului de energie, astfel

încât să permită atât planificarea acestora cât și calcularea indicatorilor de

eficiență energetică.

Energia electrică este un produs foarte special. Posibilitatea de stocare a energiei electrice într-o cantitate semnificativă este extrem de limitată astfel că ea este consumată în momentul în care este generată. Măsurarea și evaluarea calității energiei electrice livrate

trebuie făcută în momentul consumului ei. Măsurarea calității energiei electrice este complexă, deoarece furnizorul și utilizatorul, ale căror echipamente electrice sensibile sunt și surse de perturbații, privesc problema din perspective diferite.

Fig. 2.3 – Relația tehnică și contractuală privind calitatea și consumul de energiei electrice

în relația cu utilizatorii de rețea.

De-a lungul anilor au existat multe abordări diferite pentru clasificarea aspectelor de Calitate a Energiei Electrice, complicate și mai mult de practica curentă de separare a funcțiunilor de generare, furnizare, funcționare a rețelelor etc.

Până de curând, prin Calitatea Energiei Electrice se înțelegea numai Calitatea tensiunii de alimentare cu energie electrică.

În anul 2001, CEER (Council of European Energy Regulators) a clasificat aspectele legate de calitatea energiei electrice în cadrul a trei mari componente, și anume:

– Calitatea tensiunii (Voltage Quality) – privind caracteristicile tehnice ale alimentării în ceea ce privește tensiunea asigurată consumatorilor, adică amplitudinea și frecvența acesteia împreună cu aspectele potențiale de perturbare a acesteia.

– Continuitatea alimentării (Continuity of Supply) – privind măsura în care consumatorii constată că alimentarea cu energie electrică este întreruptă din diferite motive.

– Calitatea comercială (Commercial Quality) – privind relațiile comerciale dintre furnizori, respectiv, dintre distribuitori și utilizatori în ceea ce privește cum sunt livrate / asigurate diferitele servicii (servicii care nu se limitează la funcționarea rețelelor electrice).

4. MĂSURAREA PARAMETRILOR CARE DEFINESC CONSUMUL ȘI

CALITATEA ENERGIEI ELECTRICE

4.1.- Lanțul de măsurare

Pentru cazul specific al rețelelor electrice, măsurarea și monitorizarea calității energiei

electrice impun să se acorde o atenție deosebită întregului lanț de măsurare (figura 4.1) care

cuprinde traductoarele de măsurare (transformatoare de măsurare de tensiune și de curent electric), circuitele de transfer a semnalelor și echipamentul de măsurare și prelucrare a

semnalelor măsurate, echipament care conține o unitate de măsurare (în mod obișnuit convertoare analog numerice) și o unitate de procesare-evaluare (procesor specializat).

Fig. 4.1- Lanțul de măsurare, procesare și evaluare în cazul monitorizării calității energiei

electrice într-o instalație electrică

Evaluarea exactității informațiilor finale obținute depinde în mare măsură de caracteristicile de transfer ale fiecărui element al lanțului de măsurare.

În rețelele de joasă tensiune, echipamentele de măsurare a calității energiei electrice sunt, în general, conectate direct la punctele cu tensiune, necesitând însă utilizarea de traductoare pentru măsurarea curentului electric.

În rețelele electrice de medie și înaltă tensiune sunt utilizate ca traductoare transformatoare de măsurare de tensiune (TT) și de curent electric (TC).

Actualele transformatoare de măsurare de tensiune (TT) și de curent (TC) sunt caracterizate de caracteristicile de transfer cele mai puțin performante dintre toate elementele lanțului de măsurare.

In acuratețea semnalelor de la bornele de ieșire ale transformatoarelor de măsurare de tensiune și de curent electric sunt determinate atât de caracteristicile de frecvență limitate ale acestora, dar și utilizării lor în afara zonelor normate de lucru (transformatoare de măsurare de curent electric parcurse de curenți primari prea mici sau cu o sarcină excesivă în secundar, transformatoare de tensiune cu o sarcină excesivă în secundar sau cu o tensiune prea mare în primar).

Conform CEI, pentru măsurări privind calitatea energiei electrice transformatoarele de măsurare trebuie să aibă o clasă de exactitate mai bună de 0,5 și să nu fie încărcate mai mult de 25 VA.

Caracteristica de frecvență a transformatoarelor de măsurare în intervalul

45 … 2000 Hz nu trebuie să prezinte erori peste 5 %. Transformatoarele de măsurare de tensiune de tip capacitiv nu sunt recomandate pentru măsurarea armonicelor, interarmonicelor și fenomenelor tranzitorii.

Unitatea de măsurare a echipamentului de măsurare cuprinde în cele mai multe cazuri 8 convertoare analog numerice (4U și 4I) pentru măsurarea tensiunilor de fază sau a

tensiunilor dintre faze și a tensiunii dintre punctul neutru și pământ și a curenților de pe fiecare fază și dintre neutrul rețelei și pământ.

Eșantioanele mărimilor măsurate sunt apoi prelucrate conform procedurilor implementate în unitatea de evaluare. Echipamentul de măsurare conține și un bloc de ieșire care are rolul de a asigura afișarea (cu ecran propriu sau la un calculator exterior), memorarea și transferul datelor.

4.2.- Clasele echipamentelor măsurare

Echipamentele utilizate pentru măsurarea și prelucrarea datelor privind calitatea energiei electrice prezintă caracteristici diferite în funcție de scopul pentru care sunt destinate.

Din punctul de vedere al exactității informațiilor obținute, în conformitate cu

recomandările standardului CEI 61000-4-30: 2008, echipamentele pentru măsurarea și prelucrarea datelor privind calitatea energiei electrice se împart în trei clase, și anume:

echipamente de măsurare de clasă A (Advanced) – echipamente care pot fi utilizate atunci când sunt necesare măsurători precise, de exemplu pentru aplicații contractuale ce pot necesita soluționarea unor dispute, verificarea conformității cu standardele/normele de calitate a energiei electrice etc. La orice măsurătoare a unui parametru realizată cu două echipamente diferite care îndeplinesc cerințele clasei A, atunci când se măsoară aceleași semnale, valorile măsurate trebuie să nu difere cu mai mult decât incertitudinea specificată pentru acel parametru;

echipamente de măsurare de clasă S (Surveys) – echipamente care pot fi utilizate pentru aplicații statistice cum ar fi studierea sau evaluarea calității energiei electrice, posibil cu un număr limitat de parametri. Deși sunt utilizate intervale de măsurare echivalente cu cele din clasa A, cerințele de procesare sunt mai reduse.

echipamente de măsurare de clasă B (Basic) – echipamente existente, care nu se încadrează în echipamente de clasă A sau echipamente de clasă S.

Notă: (1) Echipementele de clasă B nu sunt recomandate pentru proiecte de investitii noi.

Este posibil că în viitoarea ediție a standardului să fie eliminată Clasa B.

(2) Fabricanții trebuie să specifice parametrii pe care echipamentele îi măsoară, ce

clasă de măsurare se utilizează pentru fiecare parametru, domeniul de

măsurare pentru Udin, precum și toate cerințele și accesoriile necesare

(sincronizare, probe, perioada de calibrare, domeniile de temperaturi etc.)

pentru a se îndeplinii cerințele fiecărei clase de măsurare.

În tabelul 4.1 se prezintă domeniile de măsurare și erorile admise pentru echipamentele de clasă A și clasă S pentru măsurarea parametrilor pentru evaluarea calității energiei electrice

Tabelul 4.1- Domeniile de măsurare și erorile admise la echipamentele de clasă A și clasă S

pentru măsurarea parametrilor pentru evaluarea calității energiei electrice

(SR CEI 61000-4-30.

Pst – simbolul pentru severitatea flickerului de scurtă durată.

Avându-se în vedere cerințele impuse de reglementările în vigoare în România referitoare la cerințele de exactitate a informațiilor obțiunute privind calitatea energiei electrice în rețelele de transport și distribuție a energiei electrice din SEN, în continuare se va face referire numai la cerințele pe care trebuie să le îndeplinească echipamente de măsurare de clasă A.

4.3.- Intervalul de măsurare de bază și intervalele de agregare a datelor

măsurate

Conform CEI 61000-4-30:2008, pentru echipamentele de măsurare de clasă A, intervalul de timp de măsurare de bază (numărul de perioade consecutive măsurate) pentru amplitudinea parametrului (tensiunea rețelei de alimentare, armonice, interarmonice și nesimetrie) trebuie să fie de 10 perioade în cazul rețelelor electrice care funcționează la

50 Hz.

Intervalele de timp de măsurare de 10 perioade trebuie să fie resincronizate la fiecare moment / bătaie de 10 minute a Ceasului de Timp Real (Real Time Clock – RTC).

În standardul SR CEI 61000-4-30 sunt normate trei intervale de agregare a rezultatelor obținute pe intervale de măsurare de 10 perioade consecutive, și anume:

intervalul de agregare de 150 perioade (în cazul rețelelor cu frecvența nominală de 50 Hz);

intervalul de agregare de 10 minute;

intervalul de agregare de 2 ore.

4.4.- Algoritmul de prelucrare a datelor măsurate

4.4.1. Cerințe privind metoda de prelucrare agregare

Cu excepția flicker-ului, prelucrarea trebuie efectuată prin calcularea rădăcinii pătrate din media arimetică a pătratelor mărimilor de intrare.

Prelucrarea pentru flicker trebuie să fie efectuate în conformitate cu standardul CEI 61000-4-15.

4.4.2.- Prelucrarea pe intervale de 150 perioade

Pentru echipamentele de măsurare de clasă A, datele măsurate pentru intervale de timp de 150 perioade trebuie să fie prelucrate din 15 intervale de timp consecutive de 10 perioade, fără pauze / omisiuni.

Intervalul de timp de 150 perioade trebuie să fie resincronizat la fiecare moment/bătaie de 10 minute a Ceasului de Timp Real (Real Time Clock – RTC), conform celor prezentate în figura 4.2.

Atunci când se produce o bătaie de 10 minute a RTC, începe un nou interval de 150 perioade, anteriorul interval de 150 perioade continuând până când acesta este complet. Acest fapt poate crea o suprapunere între aceste două intervale de 150 perioade (suprapunerea 2 din fig. 4.2).

4.4.3.- Prelucrarea pe intervale de 10 minute

Pentru echipamentele de măsurare de clasă A, valorile prelucrate pe intervale de 10 minute trebuie să fie etichetate cu valoarea absolută în timp (de exemplu 01H10.00). Eticheta de timp corespunde sfârșitului perioadei de agregare de 10 minute. Datele pentru intervale de timp de 10 minute trebuie să fie agregate din intervale de timp consecutive de 10 perioade, fără pauze/omisiuni.

Fiecare interval de 10 minute trebuie să înceapă la o bătaie de 10 minute a RTC. Bătaia de 10 minute este utilizată la resincronizarea intervalelor de 10 perioade și a intervalelor de 150 perioade (a se vedea figura 5.2). Într-o perioadă de agregare de 10 minute, intervalul de 10 perioade final se va suprapune, de obicei, cu o bătaie de 10 minute a RTC. Orice suprapunere de interval de 10 perioade (suprapunerea 1 în figura 5.2) este inclusă în intervalul anterior de agregare de 10 minute.

4.4.4.- Prelucrarea pe intervale de 2 ore

Pentru echipamentele de măsurare de clasă A, datele pentru intervalul de 2 ore se obțin prin agregarea datelor a 12 intervale de 10 minute. Intervalul de 2 ore trebuie să fie fără pauze/omisiuni și fără suprapuneri. Intervalele de 2 ore încep la intervale multiplu de 2 ore ale RTC.

4.5.- Incertitudinea Ceasului de Timp Real

Conform SR CEI 61000-4-30, incertitudinea Ceasului de Timp Real (Real Time Clock

– RTC) se definește prin raportare la Timpul Universal Coordonat (Coordinated Universal Time – UTC).

Pentru echipamentele de măsurare de clasă A incertitudinea Ceasului de Timp Real față de ora exactă nu trebuie să fie mai mare de 20 ms. Această performanță poate fi obținută

printr-o procedură de sincronizare aplicată periodic în cursul unei campanii de măsurători sau prin intermediul unui receptor GPS, sau prin recepția unui semnal de sincronizare transmis prin radio.

Atunci când sincronizarea nu se poate face prin intermediul unui semnal extern, este necesar ca abaterile de timp să fie mai mici de 1 s în 24 h.

În cazul unui gol de tensiune, al unei supratensiuni temporare de frecvență industrială, sau al unei întreruperi, algoritmul de măsurare pentru alți parametrii (de exemplu, măsurarea frecvenței, măsurarea amplitudinii tensiunii, măsurarea armonicelor) pot furniza date nereale.

„Marcarea/semnalizarea” este declanșată de golurile de tensiune, supratensiunile temporare de frecvență industrială și de întreruperi. Detectarea golurilor de tensiune și a supratensiunilor temporare de frecvență industrială depinde de „pragul” selectat de utilizator și această selectare a „pragului” va influența care date sunt „marcate”.

Conceptul de „marcare/semnalizare” este aplicabil în măsurările de clasă A și de clasă S atunci când se măsoară frecvența rețelei, amplitudinea tensiunii, flicker-ul, nesimetria tensiunii de alimentare, armonicele și interarmonicele de tensiune, semnale de comandă și la măsurarea parametrilor abaterilor/valorilor joase și ridicate ale tensiunii.

Dacă, pe durata unui interval de agregare, este „marcată/semnalizată” o valoare, atunci va fi „marcată/semnalizată” și valoarea agregată care conține această valoare. Valoarea

„marcată” trebuie să fie stocată și inclusă în procesul de agregare. De exemplu, dacă pe durata unui interval de timp dat o valoare este „marcată/semnalizată”, atunci valoarea agregată care conține această valoare „marcată” trebuie, de asemenea, să fie „marcată/semnalizată” și stocată.

4.6.- Monitorizarea și măsurarea frecvenței

Monitorizarea frecvenței și menținerea acesteia în limitele impuse intră în sarcina

Operatorului de Sistem, care trebuie să prevadă o rezervă suficientă de putere activă și un reglaj frecvență/putere corespunzător, pentru a menține abaterile frecvenței în limitele admise. Reglementările internaționale și naționale prevăd încadrarea în diferite benzi, cu anumite probabilități, pe perioadă de o săptămână sau de un an.

Frecvența nominală a SEN este de 50 Hz.

În conformitate cu art.101 din Codul Tehnic al Rețelei Electrice de Transport , limitele normate de variație a frecvenței de funcționare a SEN sunt:

47,00 ÷ 52,00 Hz (50 Hz -6 % ÷ + 4 %) pentru 100 % din an;

49,50 ÷ 50,50 Hz (50 Hz ± 1 %) pentru 99,5 % din an;

49,75 ÷ 50,25 Hz (50 Hz ± 0,5 %) pentru 95 % din săptămână;

49,90 ÷ 50,10 Hz (50 Hz ± 0,2 %) pentru 90 % din săptămână.

Aceleași limite de variație a frecvenței de funcționare a SEN sunt specificate și în Standardul de performanță pentru serviciile de transport și de sistem ale energiei electrice. În Standardul de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice sunt specificate următoarele limitele normate de variație pentru frecvența de funcționare a SEN:

47,00 ÷ 52,00 Hz pentru 100 % din an;

49,50 ÷ 50,50 Hz pentru 99,5 % din an.;

În standardul EN 50160:2007, se specifică următoarele: „ Frecvența nominală a tensiunii de alimentare trebuie să fie de 50 Hz. În condiții normale de funcționare, valoarea medie a frecvenței fundamentale măsurată pe intervale de 10 s, trebuie să se încadreze în următoarele limite:

pentru rețelele electrice conectate sincron la un sistem interconectat:

50 Hz ± 1 % (49,50 … 50,50 Hz) pentru 99,5 % dintr-un an;

50 Hz + 4 % / – 6 % (47 … 52 Hz) pentru 100 % din timp;

pentru rețelele electrice care nu sunt conectate sincron la un sistem interconectat (de exemplu rețelele electrice de alimentare care funcționează insularizat):

50 Hz ± 15 % (42,50 … 57,50 Hz) pentru 100 % din timp;

50 Hz ± 2 % (49,00 … 50,50 Hz) pentru 99,5 % dintr-o săptămână.”

Informațiile obținute prin măsurarea frecvenței permit evaluarea unor indicatori care definesc calitatea energiei electrice în regim normal de funcționare a SEN, și anume:

– abaterea de frecvență (Δf ) care permite evaluarea variațiilor lente de frecvență:

(4.1)

în care fn este frecvența nominală (50 Hz), iar f – frecvența reală.

– abaterea relativă de frecvență sau abaterea procentuală εf [%]: [%] 100

(4.2.)

Conform SR CEI 61000-4-30, echipamentele de măsurare de clasă A trebuie să determine frecvența rețelei ca o valoare medie pe intervale de măsurare de 10 s. Deoarece frecvența nu este exact 50 Hz, într-un interval de măsurare de 10 s poate fi cuprins un număr neîntreg de perioade. Frecvența fundamentală se determină ca raportul dintre numărul întreg de perioade cuprins în intervalul de măsurare de 10 s și durata cumulată a acestora. Pentru a se evita erori de determinare este necesar să se asigure atenuarea armonicelor și interarmonicelor, limitându-se astfel posibilitatea unor treceri nedorite prin zero ale tensiunii.

Intervalele de timp de măsurare de 10 s nu trebuie să se suprapună. Perioadele individuale care depășesc limita de timp a unui interval de măsurare de 10 s trebuie eliminate. Fiecare interval de măsurare de 10 s trebuie să înceapă la un moment de timp de ceas multiplu de 10 s, cu incertitudinea de timp specificată în standard pentru clasa echipamentului respectiv.

Măsurarea frecvenței trebuie să se facă pe canalul de referință. Fabricantul trebuie să specifice ce se întâmplă cu măsurarea frecvenței atunci când pe canalul de referință se pierde tensiunea.

Cerințele din standardul SR CEI 61000-4-30 referitoare la domeniul de măsurare și incertitudinea de măsurare pentru echipamentele de clasă A clasă S sunt prezentate în tabelul 4.1, mentionat.

Durata de monitorizarea a nesimetriilor este de minimum o săptămână.

Datele obținute pe intervale de măsurare de 10 secunde sunt prelucrate statistic și comparate cu limitele normate de variație a frecvenței de funcționare a SEN. Pentru evaluarea calității frecvenței în SEN se recomandtă următoarea procedură:

– determinarea numărului Na de intervale de măsurare de 10 s din an;

– determinarea numărului Nsi de intervale de măsurare de 10 s din săptămâna i;

– determinarea numărului N1 de intervale de măsurare de 10 s în care frecvența

este sub 47 Hz sau peste 52 Hz;

– determinarea numărului N2 de intervale de măsurare de 10 s în care frecvența

diferă cu mai mult de 0,5 Hz față de valoarea nominală;

– determinarea numărului N3i de intervale de măsurare de 10 s din săptămâna i în

care frecvența diferă cu mai mult de 0,25 Hz față de valoarea nominală;

– determinarea numărului N4i de intervale de măsurare de 10 s din săptămâna i în

care frecvența diferă cu mai mult de 0,10 Hz față de valoarea nominală;

– verificarea calității frecvenței în SEN conform cerințelor din Codul Tehnic al RET :

– N1 = 0 (pentru cerința: f = 47,00÷52,00 Hz pentru 100 % din an);

– N2/Na 0,005 (pentru cerința: f = 49,50÷50,50 Hz pentru 99,5 % din an);

– N3i/Nsi 0,05 (pentru cerința: f = 49,75÷50,25 Hz pentru 95 % din săptămâna i);

– N4i/Nsi 0,1 (pentru cerința: f = 49,90÷50,10 Hz pentru 90 % din săptămâna i).

4.7.- Măsurarea și monitorizarea amplitudinii tensiunii

Amplitudinea tensiunii într-un anumit nod al rețelelor electrice poate avea variații lente, datorate în special căderilor de tensiune pe linii și în transformatoare, determinate de variația sarcinii electrice a consumatorilor. Variațiile de tensiune pot fi determinate și de modificări ale configurației schemei electrice de funcționare a rețelei, precum și de modificări ale regimului surselor de putere reactivă. În regim normal de funcționare a rețelelor electrice, amplitudinea tensiunii trebuie să se încadreze în benzile admisibile de tensiune specifice fiecărei rețele electrice în parte.

În Standardul de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice sunt specificate următoarele: „În PD (punctul de delimitare), în condiții normale de exploatare, valoarea medie efectivă pentru 10 minute a tensiunii furnizate – în 95 % din timpul oricărei perioade a unei săptămâni – nu trebuie să aibă o abatere mai mare de 10% din tensiunea contractuală la MT și IT, respectiv de 10% din tensiunea nominală la JT „.

În standardul EN 50160:2007, se specifică următoarele referitor la:

– rețelele electrice publice de joasă tensiune:

tensiunea nominală standard este Un = 230 V între faze și neutru;

tensiunea declarată Uc este egală cu tensiunea nominală a rețelei Un;

în condiții de funcționare normale, variația tensiunii nu trebuie să depășească 10 % față de tensiunea nominală;

în cazul unor consumatori îndepărtați, tensiunea poate să depășească

+ 10 % / – 15 % din Un.

metoda de testare în condiții normale de funcționare:

în timpul fiecărei perioade de o săptămână, 95 % din valorile medii efective pe 10 minute ale tensiunii de alimentare trebuie să fie în banda Un 10 %;

toate valorile medii efective pe 10 minute ale tensiunii de alimentare trebuie să fie în banda Un + 10 % – 15 %.

– rețelele electrice de medie tensiune:

amplitudinea tensiunii de alimentare este dată de tensiunea declarată Uc;

în condiții de funcționare normale, excluzând întreruperile de tensiune, în timpul fiecărei perioade de o săptămână, 95 % din valorile medii efective pe 10 minute ale tensiunii de alimentare trebuie să fie în banda Uc 10 %.

În standardul EN 50160 se specifică următoarele referitor la:

– rețelele electrice publice de joasă tensiune:

tensiunea nominală standard este Un = 230 V între faze și neutru;

tensiunea declarată Uc este egală cu tensiunea nominală a rețelei Un;

în condiții de funcționare normale, variația tensiunii nu trebuie să depășească 10 % față de tensiunea nominală;

în condițiile în care alimentarea cu electricitate se realizează din rețele electrice neconectate la sistemul energetic sau în cazul unor consumatori îndepărtați, variațiile de tensiune nu trebuie să depășească + 10 % / – 15 % din Un.

metoda de testare în condiții normale de funcționare se aplică următoarele limite:

100 % din toate valorile efective medii pe 10 minute ale tensiunii de alimentare trebuie să fie sub limita superioară de Un + 10 %;

cel puțin 99 % din valorile efective medii pe 10 minute ale tensiunii de alimentare trebuie să fie peste limita inferioară de Un – 10 % și cu nu

mai mult de două valori consecutive efective medii pe 10 minute sub limita inferioară de Un – 10 %.

– rețelele electrice de medie tensiune:

amplitudinea tensiunii de alimentare este dată de tensiunea declarată Uc;

în condiții de funcționare normale, variația tensiunii nu trebuie să depășească 10 % față de tensiunea declarată Uc.

în condițiile în care alimentarea cu electricitate se realizează din rețele electrice neconectate la sistemul energetic sau în cazul unor consumatori îndepărtați, variațiile de tensiune nu trebuie să depășească + 10 % / – 15 % din Uc.

metoda de testare: în condiții normale de funcționare se aplică următoarele limite:

100 % din toate valorile efective medii pe 10 minute ale tensiunii de alimentare trebuie să fie sub limita superioară de Un + 10 %;

cel puțin 99 % din valorile efective medii pe 10 minute ale tensiunii de alimentare trebuie să fie peste limita inferioară de Un – 10 % și cu nu mai mult de două valori consecutive efective medii pe 10 minute sub limita inferioară de Un – 10 %.

– rețelele electrice de distribuție de înaltă tensiune (35 kV < Uc ≤ 150 kV):

deoarece numărul de consumatori alimentați direct din rețelele de înaltă tensiune este limitat și, în mod normal, aceștia sunt subiectul unor contracte individuale, în standard nu se dau limite pentru abaterile/variațiile de tensiune.

Informațiile obținute prin măsurarea nivelului tensiunii permit evaluarea indicatorilor care definesc calitatea energiei electrice din punctul de vedere al abaterii amplitudinii tensiunii, în regim normal de funcționare:

abaterea relativă a tensiunii într-un anumit punct al rețelei și la un moment dat, în raport cu tensiunea declarată (nominală/contractată) Uc, caracterizează variațiile lente de tensiune:

(5.3.)

în care U este tensiunea de linie a rețelei electrice, în nodul analizat, la un moment dat;

valoarea medie a abaterii relative a tensiunii față de tensiunea declarată Uc într-un interval de timp T:

(5.4.)

gradul de iregularitate sau abaterea relativă medie pătratică:

(5.5.)

Gradul de iregularitate poate fi utilizat pentru aprecierea calității tensiunii pe barele de alimentare (la care banda admisibilă de tensiune este de 10 % față de tensiunea nominală):

ε2q ≤10 % – calitate foarte bună;

10 % < ε2q ≤20 % – calitate bună;

20 % < ε2q ≤50 % – calitate mediocră;

ε2q ≥100% – calitate necorespunzătoare.

Valoarea efectivă U luată în considerare la măsurarea amplitudinii tensiunii în regim normal de funcționare a rețelei electrice corespunde unei perioade a tensiunii măsurate:

(4.6.)

în care M este numărul de eșantioane pe o perioadă T a tensiunii de alimentare, u – valoarea instantanee și Ui -amplitudinea eșantionului i.

Pentru determinarea perioadei T din relația (4.6) se va utiliza ultima valoare „nemarcată / nesemnalizată” a frecvenței rețelei, măsurată în conformitate și în condițiile precizate la pct. 4.3, inclusiv cele referitoare la caracteristicile de performanță a echipamentelor utilizate în acest scop.

Măsurarea tensiunilor în regimuri perturbate, specifice apariției flickerului, supratensiunilor tranzitorii sau temporare, golurilor și întreruperilor de tensiune se face pe baza unor proceduri specifice.

Conform CEI 61000-4-30: 2008, echipamentele de clasă A trebuie să determine

amplitudinea tensiunii ca valoare efectivă medie pe intervale de măsurare de 10 perioade.

Fiecare interval de măsurare de 10 perioade trebuie să fie continuu și fără ca intervalele de măsurare să se suprapună cu intervalele adiacente, cu excepția suprapunerilor de tip 1.

Cerințele din standardul CEI 61000-4-30 referitoare la domeniul de măsurare și incertitudinea de măsurare pentru echipamentele de clasă A și de clasă S sunt prezentate în

tabelul 4.1.

Valorile obținute prin măsurare, sunt prelucrate statistic, pe intervale standardizate de agregare și sunt comparate cu valorile admise prin norme sau cu valorile contractate. În conformitate cu CEI 61000-4-30:2008, intervalul de agregare este de 10 minute. Evaluarea calității energiei electrice din punctul de vedere al amplitudinii tensiunii în nodurile rețelei

electrice în regim normal de funcționare a rețelei se face, conform CEI 61000-4-30, pe baza datelor înregistrate pe o durată de minimum o săptămână.

Așa cum s-a prezentat, conform EN 50160 (standard care se aplică rețelelor de distribuție de MT și JT), în condiții normale de funcționare a rețelelor electrice de MT și JT, excluzând întreruperile de tensiune, pe durata fiecărei perioade de o săptămână, 95 % din

valorile efective medii pe intervale de agregare de 10 minute ale tensiunii de alimentare, trebuie să fie în banda de 10 % din tensiunea declarată Uc.

În standardul CEI 61000-4-30 nu este normată în mod expres probabilitatea de 95 %, conform celor specificate în standardul EN 50160, însă se sugerează că o probabilitatea de

95 % poate să facă obiectul unui acord între părți.

În conformitate cu Standardul de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice, în punctele de delimitare, amplitudinea tensiunii de alimentare la JT, MT și

ÎT, în 95 % din timpul oricărei perioade a unei săptămâni, trebuie să nu aibă o abatere mai

mare de 10 % din tensiunea contractată (nominală în cazul rețelelor de JT).

Procedura generală de prelucrare a datelor măsurate pentru evaluarea calității energiei electrice din punctul de vedere al amplitudinii tensiunii de alimentare este următoarea:

determinarea valorilor agregate pe 10 minute ale măsurătorilor efectuate pe intervale de măsurare de 10 perioade;

determinarea numărului N de intervale de agregare de 10 minute;

determinarea numărului N1 de intervale de agregare de 10 minute în care amplitudinea tensiunii a avut o abatere mai mare de 10 % față de tensiunea declarată;

se determină N1/N și se verifică faptul că N1/N 0,05.

4.8.- Măsurarea și monitorizarea golurilor de tensiune

Golurile de tensiune (în limba engleză: „voltage dip” sau „voltage sag”) sunt evenimente obișnuite în rețelele electrice. Ele sunt datorate, în principal, scurtcircuitelor în rețelele electrice de transport sau de distribuție a energiei electrice sau în rețelele electrice ale consumatorilor. Curenții de scurtcircuit având valori mari, dau naștere la căderi de tensiune în rețeaua electrică, care sunt cu atât mai pronunțate cu cât ne apropiem de locul cu defect.

Rețelele electrice sunt echipate cu sisteme de protecții care deconectează scurtcircuitul de la sursa de energie. Imediat cum s-a produs deconectarea scurtcircuitului, tensiunea revine aproximativ la valoarea anterioară, în toate punctele rețelei, cu excepția celor care au fost deconectate. Unele defecte se autoelimină (defecte trecătoare), iar tensiunea revine la valoarea anterioară în toate punctele rețelei electrice înainte ca sistemele de protecții să deconecteze defectul.

Goluri de tensiune pot apăre și ca urmare a conectării de sarcini mari, punerii sub tensiune a transformatoarelor sau pornirii motoarelor mari.

Perturbația are un caracter aleatoriu, iar frecvența de apariție, amplitudinea golului și durata acestuia variază mult în fiecare nod al rețelei electrice. Rețeaua electrică de alimentare are o structură complexă, ceea ce face ca un incident într-un nod al ei să se resimtă mai mult sau mai puțin în celelalte noduri ale rețelei. Valoarea impedanțelor de legătură între diferitele noduri este determinantă.

Durata unui gol depinde de durata în care sistemele de protecție reușesc să detecteze și să izoleze defectul și este, în mod obișnuit, de ordinul a câtorva sute de milisecunde (100 ms – 500 ms). Dacă defectele sunt trecătoare, ca de exemplu căderea unei crengi de copac pe o linie electrică aeriană, defectul poate fi eliminat foarte repede după ce s-a produs.

În acest context, conform standardului EN 50160, un gol de tensiune este o reducere bruscă a tensiunii de alimentare la o valoare situată între 90 % și 1 % din

tensiunea declarată Uc, urmată de o restabilire a tensiunii după o scurtă perioadă de timp.

Conform aceluiași standard, convențional, durata unui gol de tensiune este cuprinsă între 10 ms și 1 minut. O reducere a tensiunii de alimentare pe o durată mai mare de 1 minut nu se consideră gol de tensiune ci o abatere permanentă de tensiune.

Variațiile de tensiune care nu conduc la reducerea tensiunii de alimentare sub 90 % din tensiunea declarată Uc nu sunt considerate goluri de tensiune. Reducerea tensiunii sub valoarea de 1 % din tensiunea nominală/contractată Uc, nu se consideră gol de tensiune ci întrerupere de tensiune.

În standardul EN 50160 se specifică următoarele referitor la golurile și întreruperile de tensiune:

întrerupere de tensiune – condiția în care tensiunea la terminalele de alimentare este mai mică decât valoarea de 5 % din tensiunea de referință;

gol de tensiune – o reducere temporară a tensiunii într-un nod al rețelei;

electrice de alimentare sub un prag de start specificat. Pentru scopul acestui standard, pragul de start este egal cu 90 % din tensiunea de referință.

durata unui gol de tensiune – durata de timp între momentul în care tensiunea într-un punct particular al rețelei electrice de alimentare coboară sub pragul de start și momentul în care tensiunea crește peste pragul de sfârșit. Pentru scopul acestui standard, durata unui gol de tensiune este de la 20 ms până la 1 minut, inclusiv.

Din definițiile menționate rezultă că, în conformitate cu noua versiune a standardului EN 50160, un gol de tensiune este o reducere temporară a tensiunii de alimentare, pe o durată

de timp cuprinsă între 20 ms și 1 minut, la o valoare situată între 90 % și 5 % din tensiunea de referință.

Curba de variație a tensiunii efective pe durata unui gol de tensiune poartă denumirea de curba tensiunii caracteristice a golului de tensiune.

Adâncimea unui gol de tensiune poate fi cuprinsă, așa se specifică în standardul EN 50160, între 10 % și 99 % din Uc. Se consideră că variațiile de tensiune mai mici de 10 % Uc sunt cuprinse în banda admisă de tensiune.

Evaluarea efectelor golurilor asupra consumatorilor se face prin monitorizarea acestora pe durate mari de timp (în mod uzual un an), determinându-se prin măsurători, pentru fiecare gol în parte, tensiunea remanentă/reziduală Ures, durata tg și faza pe care are loc evenimentul.

Tensiunea reziduală Ures este valoarea minimă a tensiunii caracteristice pe durata unui gol de tensiune. De asemenea, se utilizează și tensiunea reziduală relativă sau procentuală, care se determină cu relația (4.7):

(4.7.) ,

în care Ures este valoarea remanentă/reziduală a tensiunii de fază, iar Uc este tensiunea de referință Uref, în cazul de față, tensiunea declarată, pe fază;

(4.8.)

Amplitudinea relativă sau procentuală, care se determină cu relația:

(4.9.)

în care Ures și Uc reprezintă aceleași mărimi de la relația 5.7.

Durata unui gol de tensiune se definește ca fiind diferența dintre momentul inițial (de scădere a tensiunii) și cel final (de revenire a tensiunii).

(4.10.)

în care ti și tf sunt momentele inițial și final ale golului de tensiune.

Metodele de analiză a golurilor de tensiune pornesc de la clasificarea acestora, cunoscut fiind faptul că anumite aspecte ale cauzei care a provocat apariția golului de tensiune își lasă amprenta asupra tipului de gol. Astfel, în funcție de aceste aspecte, în literatura de specialitate se face o clasificare a tipurilor de gol de tensiune:

după durată, conform standardului IEEE 1159:1995, golurile de tensiune pot fi:

instantanee, cu durata cuprinsă între 10 ms ÷ 0,5 s;

momentane, cu durata cuprinsă între 0,5 s ÷ 3 s;

temporare, cu durata cuprinsă între 3 s ÷ 60 s.

după numărul de faze afectate, golurile de tensiune pot fi:

monofazate;

bifazate;

trifazate.

după modul în care variază tensiunile de fază, golurile de tensiune pot fi:

simetrice – când tensiunile celor trei faze scad în același raport față de tensiunea de referință;

nesimetrice – când tensiunile celor trei faze scad în rapoarte diferite față de

tensiunea de referință.

Pentru caracterizarea unui eveniment nesimetric într-o rețea electrică trifazată poate fi utilizată descompunerea în componente simetrice a tensiunilor caracteristice ale golurilor de

pe fiecare fază și determinarea valorilor de secvență pozitivă, negativă și zero ale golului, în funcție de amplitudinea tensiunilor și a fazelor pe cele trei faze, pe durata evenimentului. Pe baza acestor valori pot fi determinați următorii trei indicatori, ca mărimi complexe, ce caracterizează un eveniment trifazat singular nesimetric:

tensiunea caracteristică;

factorul PN (pozitiv – negativ);

tensiunea de secvență zero.

Pe baza valorii tensiunii caracteristice, a factorului PN și a tensiunii de secvență zero poate fi determinată forma complexă a golului (inclusiv faza). Având în vedere variația în timp a golului, teoretic cei trei indicatori, sunt dependenți de timp.

Principalul indicator pentru caracterizarea severității golurilor nesimetrice este tensiunea caracteristică. Ceilalți doi indicatori (factorul PN și tensiunea de secvență zero) se utilizează atunci când sunt necesare informații suplimentare despre eveniment.

Tensiunea caracteristică (U) se determină pe întreaga durată a evenimentului, ca valoarea minimă a tensiunilor efective de pe cele trei faze. În cazul măsurării sau determinării tensiunilor efective pe cele faze și a tensiunilor efective între faze, tensiunea caracteristică se

determină pe întreaga durată a evenimentului ca valoarea minimă care rezultă din cele șase tensiuni.

Valoarea absolută (amplitudinea) a tensiunii caracteristice are semnificația tensiunii efective din măsurările monofazate și se utilizează pentru determinarea duratei și a tensiunii reziduale a golurilor în cazul măsurărilor trifazate.

Tensiunea reziduală a unui gol nesimetric este definită ca modulul din valoarea minimă a tensiunii caracteristice.

Durata golului nesimetric se determină din momentul în care pe una din faze tensiunea a scăzut sub valoarea de prag de început (start) până în momentul în care toate tensiunile de fază au depășit valoarea de prag de sfârșit.

Factorul PN (pozitiv – negativ) definește nesimetria golului. Factorul PN se poate determina pe baza componentelor de secvență pozitivă și negativă ale tensiunii și permite caracterizarea completă a unui gol într-o rețea trifazată. Pentru golurile produse de defecte

monofazate sau bifazate, factorul PN este egal sau ceva mai mic decât tensiunea de secvență pozitivă anterioară defectului. Asemănător tensiunii caracteristice, factorul PN este definit astfel încât să nu se modifice la propagarea evenimentului prin transformatoare. Conexiunile stea sau triunghi ale transformatoarelor nu modifică valoarea factorului PN.

Tensiunea de secvență zero (U) poate fi utilizată ca un factor adițional pentru

caracterizarea golului, indicând prezența legăturii la pământ a rețelei. Evident, tensiunea de ecvență zero se modifică la propagarea evenimentului prin transformatoare, în funcție de

grupa de conexiuni a acestora.

Metodele pentru determinarea celor trei indicatori care caracterizează un eveniment trifazat singular nesimetric (tensiunea caracteristică, factorul PN și tensiunea de secvență

zero) sunt prezentate în Voltage Sag Indices, Working document for IEEE P1564, draft 2, noiembrie 2001.

Standardele internaționale nu definesc limite maxime admise pentru rețelele electrice referitoare la numărul de goluri ale tensiunii alimentare, însă, în unele țări, există o serie de încercări în acest sens.

Măsurătorile pe durate mari de timp conduc la un mare număr de date care nu pot fi folosite în mod direct. Apare necesară utilizarea unor indicatori sintetici, definiți conform unor criterii bine stabilite, pentru a asigura cantitatea rezonabilă de informații și comparabilitatea datelor obținute. În continuare se prezintă o serie din cei mai utilizați indicatori de calitate a energiei electrice din punctul de vedere al golurilor de tensiune.

Pentru caracterizarea diferitelor noduri ale unei rețele electrice din punct de vedere

al numărului de goluri de tensiune care apar într-o anumită perioadă de referință se pot

utiliza următorii indicatori:

frecvența de apariție a golurilor de tensiune:

(5.11) ,

în care Ng este numărul total de goluri de tensiune care apar într-un nod al rețelei pe durata de referință Tr (în mod uzual un an).

frecvența de apariție a golurilor cu o anumită caracteristică

(5.12)

în care Ng (Ures <x%, ΔTk) este numărul de goluri cu valoarea tensiunii sub pragul de

tensiune x% și cu durata Δtg cuprinsă în domeniul ΔTk.

Acești indicatori permit caracterizarea nodurilor unei rețele din punctul de vedere al numărului de goluri, precum și studiul evoluției în timp a frecvenței de apariție a golurilor în acel nod de rețea/sistem și compararea unor noduri de rețea/sistem cu altele.

Deoarece în relațiiile (5.11) și (5.12) nu se ține cont de mărimea rețelei, frecvența de apariție a golurilor de tensiune nu se poate folosi la o comparație între două rețele de întinderi diferite.

Pentru eliminarea acestui inconvenient se definește un alt indicator, denumit:

indice de frecvență de apariție a golurilor de tensiune, având expresia:

(4.13)

unde Lr reprezintă lungimea totală a rețelei, exprimată în km.

Indicele nf reprezintă numărul de goluri de tensiune (de o anumită amplitudine și durată) care apar în timpul de observație raportat la 100 de km de rețea.

Indicele de frecvență de apariție a golurilor de tensiune cu o anumită caracteristică, are expresia:

(4.14)

Prelucrarea în domeniul timp a datelor măsurate este specifică și tabelelor / matricilor pentru clasificarea golurilor de tensiune și întreruperilor de scurtă durată, în care sunt stabilite

intervale caracteristice de timp în funcție de efectele golurilor și întreruperilor de scurtă durată asupra echipamentelor conectate în rețelele electrice și proceselor consumatorilor.

Caracterizarea globală a golurilor de tensiune necesită, conform CEI 61000-2-8, se face prin completarea, pe intervale mari de timp (în mod obișnuit un an) a unor tabele/matrici tensiune reziduală – durata golurilor de tipul celei prezentate în tabelul 4.2.

Tabelul 4.2 – Clasificarea rezultatelor de măsurare (tabelul/matricea UNIPEDE – CEI

61000-2-8)

Conform standardului EN 50160, se consideră întrerupere de tensiune dacă tensiunea reziduală coboară sub pragul de 1 % din tensiunea de referință.

Pe baza datelor corespunzătoare fiecărei celule Nik a matricii menționate, se poate determina frecvența golurilor de tensiune cu o anumită caracteristică,

(4.15.)

De asemenea standardul EN 50160 specifică următoarele: „Pentru scopuri statistice, golurile de tensiune trebuie să fie clasificate conform următorului tabel”

(tabelul 4.3. în prezenta lucrare).

Tabel 4.3 – Clasificarea golurilor în funcție de tensiunea reziduală și durată

Prelucrarea datelor în domeniul spațial apare necesară în momentul în care sunt realizate determinări într-un mare număr de puncte dintr-o rețea electrică și este necesară caracterizarea acesteia în privința performanțelor la goluri de tensiune și întreruperi de scurtă durată.

În funcție de scopul analizelor efectuate, pot fi utilizate două tipuri de prelucrări în domeniul spațial a datelor măsurate, și anume:

– agregare numai a valorilor;

– agregare a valorilor inclusiv a consumatorilor la care s-au resimțit evenimentele

măsurate.

Pentru prelucrarea în spațiu a datelor măsurate (prelucrarea datelor măsurate pe durata unui an în toate nodurile rețelei electrice) pot fi utilizate tabele de formă similară cu cele din tabelele 4.2 și 4.3. În acest caz fiecare celulă din tabelul rezultat poate conține:

frecvența maximă de apariție la nivel de rețea electrică / sistem a golurilor de tensiune de adâncime și durată corespunzătoare celulei respective;

frecvența medie de apariție la nivel de rețea electrică / sistem a golurilor de tensiune de adâncime și durată corespunzătoare celulei respective;

probabilități de 95 % de apariție la nivel de rețea electrică / sistem a golurilor de tensiune de adâncime și durată corespunzătoare celulei respective;

numărul maxim (sau minim) de goluri de tensiune înregistrate la nivel de rețea electrică / sistem având adâncimea și durata corespunzătoare celulei respective;

procentul de goluri de tensiune având adâncimea și durata corespunzătoare celulei

respective, din numărul total de goluri de tensiune înregistrate la nivel de rețea

electrică / sistem;

orice alte categorii de date statistice calculate prin utilizarea datelor măsurate pe durata unui an în nodurile rețelei electrice / sistemului.

Pentru obținerea de informații sintetice referitoare la modul în care s-au resimțit la consumatori diferite categorii de variații ale valorii efective ale tensiunii (goluri de tensiune,

întreruperi de tensiune și supratensiuni temporare), s-au introdus în standardele IEEE, indicatorii SARFIx%, SIARFIx% , SMARFIx% și STARFIx%, în care sunt agregate valori în domeniul tensiune (prin intervalele de tensiune reprezentative) și valori spațiale, din diferitele puncte de monitorizare din rețea.

SARFI este un acronim pentru System Average RMS Variation Frequency Index (Indicator frecvența medie a variațiilor valorilor efective ale tensiunii la nivel de sistem/rețea). Termenul de „RMS (variation)” este utilizat pentru a indica toate evenimentele / variațiile de tensiune (goluri de tensiune, întreruperi de tensiune și supratensiuni temporare) în care tensiunea efectivă se abate semnificativ (în mod tipic mai mult de 10 %) de la tensiunea nominală / de referință.

Indicatorii SARFI sunt astfel definiți încât pot fi utilizați pentru evaluarea calității energiei electrice din punctul de vedere al variațiilor de tensiune în cazul sistemelor/rețelelor electrice de diferite dimensiunii. De exemplu, indicatorii SARFI se pot aplica atât datelor măsurate în întreaga rețea electrică a unui Operator de Rețea, rezultând indicatori SARFI medii pe rețea, cât și datelor măsurate într-o arie mai redusă de rețea, cum ar fi rețeaua de medie tensiune dintr-o zonă geografică, sau o rețea de joasă tensiune alimentată prin unul sau mai mulți feederi sau un PCC (punct comun de cuplare) pentru mai mulți consumatori. Ca un rezultat a scalabilității acestor indicatori, pot fi calculate valori pentru diferitele părți ale unei rețele electrice de distribuție sau ale unui întreg sistem electric de distribuție și acestea pot fi comparate cu valorile calculate pentru întrega rețea, respectiv pentru întregul sistem.

Indicatorul SARFIx% (System Average RMS (variation) Frequency Indexvoltage), reprezintă numărul mediu, pe consumator deservit, de evenimente măsurate de variații de tensiune specificate ce s-au produs într-o perioadă de evaluare.

Evenimentele/variațiile tensiunii specificate sunt variațiile de tensiune în care valoarea efectivă a tensiunii scade, pe o durată de timp cuprinsă între 3 s ÷ 60 s, sub un prag de x% din tensiunea de referință, în cazul golurilor și intreruperilor de tensiune, respectiv valoarea

efectivă a tensiunii crește peste un prag de x% din tensiunea de referință în cazul supratensiunilor temporare (cunoscute în literatura de specialitate de limbă engleză și sub denumirea de „voltage swells”).

Indicatorii SIARFIx%, SMARFIx% și STARFIx% sunt componente ale indicatorului general SARFIx% și se aplică în cazul variației valorii efective a tensiunii pe o durată de timp cuprinsă între 10 ms ÷ 0,5 s, pentru variațiile instantanee ale tensiunii, între 0,5 s÷3 s, pentru variațiile momentane și, respectiv, între 3 s ÷ 60 s, pentru variațiile temporare. Domeniile

pentru duratele variiațiilor instantanee, momentane și temporare de tensiune sunt în conformitate cu standardul IEEE 1159:1995.

Pentru măsurarea golurilor și întreruperilor de tensiune, standardul IEEE 1159 recomandă următoarele valori pentru pragul de tensiune x %: 90 %, 80 %, 70 %,

50 % și 10 % din valoarea tensiunii nominale, valoarea de 10 % fiind pragul de tensiune pentru intreruperile de tensiune.

Valorile pentru x % nu sunt valori arbitrare. Valorile de 90 %, 80 % și 70 % au fost alese pentru a coincide cu recomandarea pentru valorile minime de tensiune admise pentru

funcționarea echipamentelor IT, iar valoarea de 50 % a fost aleasă pentru a coincide cu recomandarea pentru valoarea minimă de tensiune admisă pentru funcționarea contactoarelor motoarelor.

Deși golurile de tensiune au, adesea, o formă complexă, la măsurătorile în care se dorește obținerea unor date statistice din mai multe noduri ale rețelei electrice se utilizează

deseori o metodă mai simplificată de înregistrare a golurilor. În astfel de situații se poate considera că toate golurile de tensiune au o formă dreptunghiulară, fiind înregistrate pentru fiecare gol de tensiune numai o singură pereche de date și anume: tensiunea remanentă/ reziduală Ures și durata golului respectiv tg, așa cum au fost definite la pct. 4.8.1.

Conform standardului international CEI 61000-4-30:

– În rețelele electrice monofazate, un gol de tensiune incepe atunci cand tensiunea eficace scade sub „pragul de început (start)” și se sfârșește atunci când tensiunea eficace devine egală sau mai mare decât „pragul de sfârșit (stop)”, care este egal cu „pragul de început (start)” a golului plus o „tensiune de hysterezis” (figura 4.2).

Fig. 4.2 Pragurile de start și de stop pentru

evaluarea unui gol de tensiune

– În rețelele electrice polifazate, un gol de tensiune începe atunci când tensiunea eficace de pe unul sau mai multe canale scade sub „pragul de început (start)” și se sfârșește atunci cand tensiunea eficace de pe toate canalele de măsurare devine egală sau mai mare decât „pragul de sfârșit (stop)”, care este egal cu „pragul de început (start)” a golului plus o „tensiune de hysterezis”.

În cazul unor rețele electrice complexe, golurile de tensiune pot să aibă forme complexe (fig.4.3), pentru care cele două dimensiuni ale golului simplu nu oferă informații suficiente.

Fig. 4.3 Forma complexă a unui gol de tensiune

În acest caz, pot fi definite mai multe seturi de praguri de început (start) și de sfârșit și

pot fi determinate duratele golului pentru diferite niveluri ale tensiunii reziduale, inregistrandu-se mai multe perechi de date (tensiune U/Uc reziduală – durată) pentru un gol de tensiune de formă complexă. Stabilirea acestor praguri și necesitatea analizei in detaliu a golurilor complexe depinde în mare măsură de tipul echipamentelor alimentate.

Numerele din paranteze reprezintă adancimea golului la momentul respectiv.

În unele situații, scopul măsurării golurilor de tensiune într-un amplasament specific poate fi de a se verifica dacă sunt respectate o serie de prevederi din contractele încheiate între consumator și furnizor sau între furnizor și distribuitor sau sunt atinse/depășite o serie de condiții critice specifice unor echipamente sau unor procese tehnologice la consumatori. In astfel de cazuri este de dorit să existe unul sau mai multe praguri de tensiune care să permită înregistrarea faptului că nu au fost respectate prevederi din contractele menționate mai sus sau au fost atinse/depășite condiții critice specifice echipamentelor sau proceselor tehnologice.

În cazul în care măsurătorile se fac pe mai multe faze, golurile de tensiune de pe faze diferite ale căror durate se suprapun în timp sunt contabilizate ca un eveniment singular. Determinarea golurilor în rețelele trifazate poate fi făcută pe fiecare fază, utilizând echipamente monocanal sau pe ansamblul celor trei faze utilizand echipamente multicanal.

In cazul echipamentelor multicanal, durata golului se măsoară din momentul în care pe unul dintre canale tensiunea a scăzut sub valoarea de prag de început (start) până în momentul în care toate tensiunile de fază au depășit valoarea de prag de sfârșit. În acest sens, este necesar a face diferență între echipamentele trifazate (trei echipamente monocanal) și echipamentele multicanal (un echipament care analizează ansamblul celor trei faze).

În analiza golurilor și întreruperilor de scurtă durată într-o rețea electrică, monitorizarea trebuie să se facă pentru cele trei faze, având în vedere faptul că pot să apară evenimente cu caracteristici diferite pe cele trei faze și în consecință cu efecte diferite asupra utilizatorilor finali.

In conformitate cu CEI 61000-4-30: 2008 și CEI 61000-2-8: 2002, toate valorile de tensiune referitoare la golurile de tensiune sunt valori efective ale tensiunii pe o perioadă a componentei fundamentale, reactualizate la fiecare jumătate de perioadă a componentei fundamentale.

Determinarea, prin măsurare, a valorii efective a tensiunii pe o perioadă Urms (1/2) are la bază relația:

(4.16)

în care M este numărul de eșantioane pe o perioadă a tensiunii alternative, iar Ui este

amplitudinea eșantionului de rang i.

Determinarea cu exactitate corespunzătoare a valorii Urms (1/2) depinde atât de numărul de eșantioane achiziționat pe fiecare perioadă dar și de acuratețea cu care se determină frecvența în sistem (durata semiperioadei).

Deoarece prezența unui gol de tensiune se pune în evidență pe baza măsurării valorii efective pe o perioadă și reactualizate la fiecare jumătate de perioadă, evident nu pot fi puse în

evidență goluri cu o durată sub 10 ms, iar incertitudinea de măsurare a duratei golurilor de tensiune nu poate fi mai mică decât 20 ms.

Conform CEI 61000-4-30:2008, tensiunea efectivă de bază măsurată de echipamentele de clasă A pentru determinarea golurilor de tensiune trebuie să fie valoarea

efectivă a tensiunii Urms (1/2) pe fiecare canal de măsurare. Determinarea valorii efective pe o perioadă a tensiunii începe la fiecare trecere prin zero a tensiunii. Această tehnică se aplică, independent, pentru fiecare canal de măsurare și va produce valori efective la timpi succesivi pe canale diferite pentru sistemele polifazate. Această valoare efectivă a tensiunii poate fi o valoare fază-fază sau o valoare fază-pământ/neutru.

Pentru determinarea perioadei T din relația se va utiliza ultima valoare „nemarcată / nesemnalizată” a frecvenței rețelei, măsurată în conformitate și în condițiile precizate, inclusiv cele referitoare la caracteristicile de performanță a echipamentelor utilizate în acest scop.

Cerințele din standardul CEI 61000-4-30 referitoare la domeniul de măsurare și incertitudinea de măsurare pentru echipamentele de clasă A sunt prezentate în tabelul 4.1 din prezenta lucrare.

Alegerea corectă a tensiunii de referință pentru echipamentele care asigură monitorizarea golurilor de tensiune și a întreruperilor de tensiune are un rol deosebit de important în asigurarea calității informațiilor obținute. Alegerea tensiunii de referință necesită cunoașterea legii de variație a tensiunii în punctul în care urmează a se face monitorizarea pe intervale mari de timp și estimarea modului în care această valoare va fi menținută în viitor.

Conform CEI 61000-2-8, tensiunea de referință Uref care stă la baza stabilirii pragurilor de început (start) și de sfârșit ale golului de tensiune poate fi:

tensiune de referință fixă, ca de exemplu tensiunea declarată Uc (tensiunea nominală a rețelei Un sau tensiunea contractată);

tensiune de referință alunecătoare, ca de exemplu tensiunea medie de lungă durată în punctul de măsurare sau valoarea efectivă imediat anterioară evenimentului.

Conform CEI 61000-4-30, alegerea ca tensiune de referință a unei tensiuni de referință alunecătoare este opțională, neconstituind o cerință. Dacă se optează pentru utilizarea unei „tensiuni de referință alunecătoare Uref.a” pentru detectarea golurilor de tensiune, aceasta, conform CEI 61000-4-30, se calculează utilizând un filtru de primul ordin cu o constantă de timp de 1 minut, pe baza relației 4.17:

(4.17) Uref.a(n) = 0,9967 * Uref.a(n-1) + 0,0033 * U10

in care: – Uref.a (n) este valoarea curentă a tensiunii de referință alunecătoare;

– Uref.a(n-1) – valoarea precedentă a tensiunii de referință alunecătoare

(determinată pentru un pas de calcul anterior);

– U10 – valoare efectivă cea mai recentă a tensiunii determinată pe un

interval de măsurare de 10 perioade.

La începutul măsurătorii, ca valoare ințială a tensiunii de referință alunecătoare se setează valoarea tensiunii declarate Uc. Valoarea tensiunii de referință alunecătoare se reactualizează la fiecare 10 perioade a tensiunii. Dacă valoarea efectivă a tensiunii pe 10

perioade este „marcată/semnalizată” valoarea tensiunii de referință alunecătoare nu se reactualizează și se utilizează valoarea calculată/utilizată anterior.

Utilizarea tensiunii declarate Uc ca tensiune de referință fixă conduce la rezultate relevante dacă analiza efectuată este focalizată, în special, pe efectele golurilor de tensiune asupra echipamentelor de utilizare a energiei electrice, ceea ce corespunde în primul rând domeniului tensiunilor joase sau medii.

La efectuarea măsurătorilor, pot fi alese și alte valori pentru tensiunea de referință, în funcție de configurația concretă a rețelei. Astfel, într-un sistem industrial extins de distribuție

ar putea fi necesar ca în unele puncte să fie necesară adoptarea unor valori diferite ale tensiunii de referință, de exemplu tensiunea de lungă durată în nodul analizat.

Alegerea adecvată a pragului de început (start) și a pragului de sfârșit (stop) a golurilor are o importanță deosebită în analiza golurilor de tensiune. Alegerea pragurilor de tensiune pentru a marca începutul și sfârșitul unui gol de tensiune depinde dacă tensiunea de referință aleasă este o valoare fixă, ca de exemplu valoarera tensiunii declarate Uc, sau este o

valoare alunecătoare, ca de exemplu valoarea efectivă a tensiunii imediat anterioară

evenimentului.

Durata golului este astfel măsurată între momentul trecerii sub pragul de început și momentului depășirii valorii corespunzătoare pragului de start, la care se adaugă „tensiunea de histerezis”.

Conform CEI 61000-2-8, în cazul în care se alege o tensiune de referință fixă (tensiunea declarată), pragurile pentru determinarea duratei golului pot fi alese astfel:

pragul de început (start), ca valoarea limită inferioară a benzii de tensiune admisă sau ca o valoare sub acestă limită cu o marjă specificată (în cazul funcționării în regim normal de funcționare în apropierea limitei inferioare a benzii admise);

pragul de sfârșit, ca valoare egală cu valoarea pragului de început (start) sau o valoare superioară acestui prag cu o „tensiune de histerezis” (egală cu 1-2 % din tensiunea declarată de intrare), dacă se urmărește separarea golurilor de tensiune de variațiile de tensiune datorate sarcinii, în apropierea limitei inferioare a benzii de tensiune admise.

În standardul CEI 61000-4-30, valorile pragurilor de tensiune pentru determinarea duratei golului de tensiune sunt definite astfel:

pragul de început este egal ca valoare cu o valoare procentuală din tensiunea de referință aleasă (din tensiunea declarată de intrare Udin sau din tensiunea de referință alunecătoare Uref.a); în cazul utilizării unei tensiuni de referință de valoare fixă, egală cu valoarea tensiunii declarate de intrare Udin, pragul de început se alege, în mod tipic, între 85 % și 90 % din tensiunea declarată de intrare Udin;

pragul de sfârșit este egal ca valoare cu valoarea pragului de început (start) plus valoarea „tensiunii de histerezis” (egală, în mod tipic, cu 2 % din tensiunea declarată de intrare Udin).

Tensiunea de referință și pragurile de tensiune de început și de sfârșit, alese pentru determinarea golurilor de tensiune, trebuie declarate.

Pentru evaluarea calității unui sistem sau a unei rețele electrice din punctul de vedere al golurilor de tensiune, se pot parcurge următoarele etape:

achiziția eșantioanelor tensiunii din punctul analizat;

determinarea caracteristicilor de durată și de amplitudine ale evenimentului pe baza eșantioanelor existente (determinarea tensiunii caracteristice a golului de tensiune);

determinarea valorilor indicatorilor pentru evenimentul singular analizat (determinarea în principal a tensiunii reziduale și a duratei golului de tensiune);

determinarea valorilor indicatorilor în nodul analizat pentru un interval prestabilit de timp (agregarea valorilor în domeniul timp);

determinarea valorilor indicatorilor pentru ansamblul nodurilor din rețeaua electrică analizată (agregarea valorilor în domeniul spațiu).

4.9.- Măsurarea și monitorizarea întreruperilor de scurtă și lungă durată a

tensiunii de alimentare

Conform definiției din standardul EN 50160, o întrerupere a tensiunii de alimentare

este situația în care tensiunea în punctul de furnizare este mai mică decât 1 % din tensiunea declarată Uc. Intreruperile de tensiune pot fi clasificate in:

planificate, pentru efectuarea unor lucrări programate în rețeua electrică, consumatorii fiind anunțați în prealabil;

accidentale, cauzate de defecte permanente sau trecătoare, produse în majoritatea cazurilor de evenimente externe, defectarea de echipament etc. Intreruperile de tensiune accidentale pot fi clasificate in:

întreruperi de lungă durată (cauzate de defecte permanente), având durata mai mult de 3 minute;

întreruperi de scurtă durată, cu durata de până la 3 minute, cauzate, în principal de defecte trecătoare.

Așa cum s-a prezentat la pct. 4.8., în standardul EN 50160 se specifică următoarele referitor la întreruperile de tensiune: întreruperea de tensiune este condiția în care tensiunea la terminalele de alimentare este mai mică de 5 % din tensiunea de referință.

Întreruperile de tensiune pot fi clasificate în:

planificate, pentru efectuarea unor lucrări programate în rețeua electrică, utilizatorii fiind anunțați în prealabil;

accidentale, cauzate de defecte permanente sau trecătoare, produse în majoritatea cazurilor de evenimente externe, defectarea de echipament etc. Întreruperile de tensiune accidentale pot fi clasificate în:

– întreruperi de lungă durată, având durata mai mare de 3 minute;

– întreruperi de scurtă durată, cu durata de până la 3 minute, inclusiv.

Conform aceluiași standard EN 50160 „ În sistemele polifazate, se produce o întrerupere atunci când tensiunea coboară sub 5 % din tensiunea de referință pe toate fazele (altfel, evenimentul reprezintă un gol de tensiune)”.

Conform standardului IEEE 1159, întreruperile de tensiune de scurtă durată pot fi:

întreruperi momentane, cu durata cuprinsă între 10 ms ÷ 3 s;

întreruperi temporare, cu durata cuprinsă între 3 s ÷ 3 minute.

Din cele menționate rezultă ca întreruperile de tensiune sunt caracterizate prin durata întreruperii, care se definește ca fiind diferența dintre momentul inițial (de întrerupere a tensiunii) și cel final (de revenire a tensiunii) determinat conform relației 5.28:

(4.28)

unde ti și tf sunt momentele inițial și final ale întreruperii de tensiune.

Durata întreruperilor de scurtă durată depinde de performanțele echipamentelor de automatizare prin care se asigură eliminarea defectului trecător sau deconectarea elementului de rețea cu defect.

Întreruperile de lungă durată sunt determinate în special de o configurație neadecvată a rețelei de alimentare, de performanțele reduse ale echipamentelor, precum și de lipsa unor proceduri specifice de mentenanță a instalațiilor. În unele cazuri, consumatorii pot accepta

întreruperi de lungă durată și unele scheme de alimentare se proiectează prin acceptarea unui astfel de risc.

Standardele internaționale și reglementările naționale nu definesc o limită maxim admisă referitoare la numărul de întreruperi de scurtă sau lungă durată a tensiunii de alimentare.

Evaluarea numărului întreruperilor de scurtă și lungă durată se face pe baza numărului de evenimente înscrise în tabelul 4.4. Intervalul de monitorizare este în mod obișnuit un an.

Tabel 4.4 Evaluarea numărului de întreruperi de tensiune de scurtă și lungă durată.

Evaluarea calității energiei electrice din punctul de vedere al întreruperilor de scurtă și lungă durată se poate face pe baza unor indicatori globali, care oferă informații atât la nivel de sistem / rețea electrică cât și la nivelul consumatorilor.

Pentru caracterizarea diferitelor noduri ale unei rețele electrice din punct de vedere al numărului de întreruperi de tensiune care apar într-o anumită perioadă de referință se pot utiliza următorii indicatori:

Frecvența de apariție a întreruperilor de tensiune, determinata conform

relației 4.19:

(4.19)

unde – Nî este numărul total de întreruperi care apar într-un nod al rețelei pe durata de

referință Tr (în mod uzual un an).

Frecvența de apariție a întreruperilor de tensiune de o anumită durată, determinată conform relației 4.20:

(4.20)

unde – Nî(ΔTk) este numărul de întreruperi de tensiune cu durată Δt・cuprinsă în

domeniul ΔTk.

Indice de frecvență de apariție a întreruperilor de tensiune, determinat conform

relației 4.21:

(4.21)

unde Lr reprezintă lungimea totală a rețelei, exprimată în km.

Indicele nf reprezintă numărul de întreruperi de tensiune care apar în timpul de observație raportat la 100 de km de rețea.

Indice de frecvență de apariție a întreruperilor de tensiune de o anumită

durată, determinat conform relației 4.22):

(4.22)

Energia Nelivrată ENS (Energy Not Supplied) – definește energia electrică nelivrată consumatorilor, din cauza întreruperilor, determinat conform relației 4.23.

(4.23)

unde – Pi este puterea electrică întreruptă (MW) la întreruperea i (ultima putere măsurată

înainte de întrerupere);

– Di este durata (timpul în minute) de întrerupere (din momentul dispariției tensiunii

până la restabilire) a consumatorilor la întreruperea i.

Durata medie de întrerupere (la nivel de sistem) AIT (Average interruption time)

definește durata totală a întreruperilor într-un an, determinată conform relației 4.25:

(4.25 )

unde: Pi este puterea electrică întreruptă (MW) la întreruperea i (ultima putere măsurată

înainte de întrerupere);

Di fiind durata (timpul în minute) de întrerupere (din momentul dispariției tensiunii

până la restabilire) a consumatorilor la întreruperea i.

Indicator de indisponibilitate medie a serviciului ASUI (Average service unavailability index) ca raport între energia nelivrată datorită întreruperilor ENS și consumul anual net pentru sistemul electroenergetic AD (fără consumul propriu tehnologic), determinat conform relației 4.26:

(4.26)

unde – AD (Annual demand) este consumul anual net pentru sistemul electroenergetic

(fără consumul propriu tehnologic) [MWh/an].

Indicator minute sistem SM (System Minutes) ca un parametru de performanță al

sistemului electrc care estimează durata medie de întrerupere anuală prin raportare la vârful de consum anual, determinat conform relației 4.27:

(4.27)

unde – PL (Peak Load) este vârful anual de consum, în MW, în perioada analizată;

– AL (Average Load) puterea medie a curbei de sarcină anuală;

– AIT – durata medie de întrerupere (la nivel de sistem).

Indicator de disponibilitate medie a serviciului – alimentarea consumatorilor ASAI

(Average service availability index) ca raport între energia efectiv furnizată consumatorilor

și consumul anual net pentru sistemul electroenergetic (fără consumul propriu tehnologic):

(4.28)

Metoda și condițiile de măsurare a întreruperilor de tensiune este similară cu metoda de măsurare a golurilor de tensiune, prezentată la pct. 4.8.3.

Conform standardului CEI 61000-4-30:

– În sistemele monofazate, o întrerupere de tensiune începe atunci când valorea efectivă a tensiunii coboară sub pragul de început (start) pentru întreruperea respectivă și se

sfârșește atunci când valorea efectivă a tensiunii este egală sau mai mare decât pragul de început (start) plus tensiunea de histerezis .

– În sistemele polifazate, o întrerupere de tensiune începe atunci când valorile efective ale tensiunilor pe toate canalele coboară sub pragul de început (start) pentru întreruperea respectivă și se sfârșește atunci când valorea efectivă a tensiunii de pe cel puțin un canal de măsurare este egală sau mai mare decât pragul de început (start) plus tensiunea de histerezis.

– Pragul de început (start) al întreruperii și tensiunea de histerezis sunt setate de utilizator în funcție utilizare. Pragul de întrerupere a tensiunii nu trebuie fixat sub incertitudinea de măsurare a tensiunii reziduale plus valoarea tensiunii de „histerezis”. În mod tipic, tensiunea de histerezis este egală cu 2 % din Udin.

– Pragul de început (start) pentru înreruperea de tensiune poate fi setat la 5 % sau 10 % din Udin (tensiunea declarată de intrare).

– Durata întreruperii de tensiune este diferența de timp între momentul în care tensiunea scade sub valoarea pragului de început și momentul în care tensiunea crește peste valoarea pragului de sfârșit.

Cerințele din standardul CEI 61000-4-30 referitoare la domeniul de măsurare și

incertitudinea de măsurare pentru echipamentele de clasă A sunt prezentate în tabelul 4.1, menționat în prezenta lucrare.

Intervalul de monitorizare a întreruperilor de tensiune este, în mod obișnuit, un an, similar ca în cazul golurilor de tensiune.

4.10 Măsurarea și monitorizarea supratensiunilor temporare de frecvență

industrială

Supratensiunile temporare de frecvență industrială (creșteri de tensiune – figura 4.4.) sunt cunoscute în literatura de limbă engleză și sub denumirea de „voltage swells”.

Fig. 4.4 Ilustrarea unei supratensiuni temporare de frecvență

industrială (creștere de tensiune)

Ele sunt datorate, în principal, comutațiilor și defectelor în rețelele electrice de transport și distribuție a energiei electrice sau în rețelele electrice ale consumatorilor (deconectarea sau reducerea bruscă a sarcinii, scurtcircuite monofazate sau bifazate, neliniarități etc.) și au o durată relativ lungă.

Așa cum se observă, supratensiunile temporare sunt perturbații bidimensionale definite prin amplitudine și durată. Conform EN 50160 și CEI 61000-4-30, durata supratensiunilor temporare de frecvență industrială se consideră ca fiind intervalul de timp în

care tensiunea de alimentare depășește un anumit prag (în mod obișnuit 110 % din tensiunea nominală/contractată Uc).

În standardul EN 50160 se specifică următoarele, referitor la rețelele de medie și joasă teniune:

în rețelele electrice de medie tensiune supratensiunile temporare nu trebuie să depășească:

1,7 Uc în rețelele cu neutrul legat direct la pământ sau prin intermediul unei impedanțe (în principal un rezistor);

2,0 Uc în rețelele cu neutrul izolat sau legat la pământ prin intermediul unei bobine de compensare (bobină de stingere);

în rețelele electrice de joasă tensiune supratensiunile temporare nu trebuie să depășească 1,5 kV, valoare eficace.

Evaluarea supratensiunilor temporare de frecvență industrială din punctul de vedere al calității energiei electrice se face pe baza numărului de evenimente înscris în tabelul 4.5. Intervalul de monitorizare este în mod obișnuit un an.

Tabel 4.5 – Evaluarea supratensiunilor temporare (creșterilor de tensiune).

Pentru caracterizarea diferitelor noduri ale unei rețele electrice din punct de vedere al numărului de supratensiuni temporare care apar într-o anumită perioadă de referință se pot utiliza, ca și în cazul golurilor și întreruperilor de tensiune, următorii indicatori:

Frecvența de apariție a supratensiunilor temporare de frecvență industrială, determinata conform relației 4.23:

(4.23)

unde: – Nst este numărul total de supratensiuni temporare care apar într-o nod al rețelei

pe durata de referință Tr (în mod uzual un an).

Frecvența de apariție a supratensiunilor temporare de frecvență industrială de o anumită durată, determinata conform relației 4.24:

(4.24)

unde: Nst (ΔTk) este numărul de supratensiuni temporare cu durata Δt cuprinsă în

domeniul ΔTk.

Indice de frecvență de apariție a supratensiunilor temporare de frecvență industrială, determinată conform relației 4.25:

(4.25)

unde: Lr reprezintă lungimea totală a rețelei, exprimată în km.

Indicele nf reprezintă numărul supratensiunilor temporare de frecvență industrială care apar în timpul de observație raportat la 100 de km de rețea.

Indice de frecvență de apariție a supratensiunilor temporare de frecvență industrială de o anumită durată, determinată conform relației 4.26:

(4.26)

Metoda și condițiile de măsurare a supratensiunilor temporare de frecvență industrială este similară cu metoda de măsurare a golurilor de tensiune, prezentată la pct. 4.8.3.

Conform standardului CEI 61000-4-30:

Pragul de start pentru măsurarea supratensiunilor temporare de frecvență industrială este un procent fie din Udin fie din tensiunea de referință alunecătoare Uref.a (a se vedea pct. 4.8.3.3). Utilizatorul trebuie să declare tensiunea de referință utilizată.

In rețelele electrice monofazate, o supratensiune temporară de frecvență industrială începe atunci când valoarea efectivă a tensiunii crește peste valoarea pragului de start de supratensiune temporară de frecvență industrială și se termină atunci când valoarea efectivă a tensiunii este egală sau inferioară valorii pragului de supratensiune temporară de frecvență industrială minus tensiunea de „histerezis” (figura. 4.5).

Fig. 4.5 Pragurile de start și de stop pentru o supratensiune temporară

de frecvență industrială

În rețelele electrice polifazate, o supratensiune temporară de frecvență industrială începe atunci cand tensiunea eficace de pe unul sau mai multe canale este peste valoarea pragului de supratensiune temporară de frecvență industrială și se termină atunci când tensiunea eficace de pe toate canalele de măsurare este egală sau inferioară valorii pragului de supratensiune temporară de frecvență industrială minus tensiunea de „histerezis”.

Pragul de supratensiune temporară de frecvență industrială și tensiunea de

„histerezis” sunt fixate de utilizator în funcție de utilizare.

O supratensiune temporară de frecvență industrială este caracterizată de o

pereche de date: amplitudinea maximă a supratensiunii și durata

supratensiunii (a se vedea figura 4.5):

Amplitudinea maximă a supratensiunii temporare este cea mai mare

valoare eficace măsurată pe oricare din canale pe durata supratensiunii temporare;

Durata unei supratensiuni temporare este diferența de timp între

momentul începerii și momentul sfârșitului supratensiunii temporare.

Conform CEI 61000-4-30, pragul de supratensiune temporară de frecvență industrială este în general superior valorii de 110 % din tensiunea declarată de intrare (105 % în cazul rețelelor electrice de 400 kV). În mod uzual, tensiunea de „histerezis” este egală cu 2 % din tensiunea declarată de intrare.

Cerințele din standardul CEI 61000 referitoare la domeniul de măsurare și incertitudinea de măsurare pentru echipamentele de clasă A sunt prezentate în tabelul 4.1 din lucrare.

Intervalul de monitorizare a supratensiunilor temporare de frecvență industrială este, în mod obișnuit, un an, similar ca în cazul golurilor și întreruperilor de tensiune .

4.11. Măsurarea și monitorizarea supratensiunilor tranzitorii

Supratensiunile tranzitorii sunt supratensiuni de scurtă durată, nedepășind câteva milisecunde, oscilatorii sau nu, în general puternic amortizate. În funcție de originea acestora, supratensiunile tranzitorii se împart în supratensiuni de comutație și supratensiuni de trăsnet. În funcție de forma de undă caracteristică acestor supratensiuni, supratensiunile tranzitorii se împart în:

– supratensiuni cu front lent: Supratensiuni tranzitorii, în general unidirecționale,

având durata până la vârf 20 s < Tp 5000 s și durata spatelui T2 20 ms;

– supratensiuni cu front rapid: Supratensiuni tranzitorii, în general unidirecționale,

având durata până la vârf 0,1 s < Tf 20 s și durata spatelui T2 300 s;

– supratensiuni cu front foarte rapid: Supratensiuni tranzitorii, în general

unidirecționale, având durata până la vârf Tf 0,1 s și durata totală < 3 s și cu

oscilații suprapuse de frecvență 30 kHz < f < 100 MHz.

În mod obișnuit, standardele internaționale și reglementările naționale specifică limitele maxim admise pentru supratensiunile tranzitorii care nu trebuie să fie depășite în rețelele electrice. În Romania aceste valori sunt normate de ANRE în NTE 001/03/00 – „Normativ privind alegerea izolației, coordonarea izolației și protecția instalațiilor electroenergetice împotriva supratensiunilor”.

Măsurarea valorilor supratensiunilor tranzitorii care apar în rețelele electrice permite

evaluarea măsurilor ce trebuie adoptate pentru reducerea acestora sub limitele admise.

Sistemele obișnuite de măsurare, cuprinzând transformatoare de măsurare de tensiune și de curent electric (figura 5.1), datorită caracteristicilor lor de frecvență limitate la cel mult 1 2 kHz nu permit evaluarea corectă a supratensiunilor tranzitorii (cu frecvență cuprinsă între

1 … 1000 MHz, în funcție de categoria de supratensiune). Informațiile obținute de la transformatoarele de măsurare de tensiune și de curent existente în prezent în RET indică un nivel de perturbație cu abateri mari în plus sau în minus față de situația reală. Numai supratensiunile temporare, cu durată peste 10 ms pot fi evaluate cu ajutorul acestor echipamente și pot oferi informații necesare pentru caracterizarea acestora prin durata și amplitudinea lor.

4.12.- Măsurarea și monitorizarea nesimetriilor de tensiune și curent electric

Conform definiției din standardul EN 50160: nesimetria tensiunii este starea într-o

rețea electrică trifazată în care valorile efective ale tensiunilor între faze (componenta fundamentală) sau unghiurile de fază între tensiunile de fază (între fază și pământ) consecutive nu sunt toate egale.

In conformitate cu prevederile din EN 50160, în cazul rețelelor electrice de joasă și

medie tensiune: în condiții normale de funcționare, în timpul fiecărei săptămâni, 95 % din valorile efective medii calculate pe intervale de 10 minute ale componentei (fundamentale) de secvență negativă a tensiunii de fază a tensiunii de alimentare trebuie să se situeze între 0 % și 2 % din componenta (fundamentală) de secvență pozitivă a tensiunii de fază. În unele zone nesimetria poate atinge până la 3 %.

In Standardul de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice, referitor la fenomenul de nesimetrie (componenta negativă) – Kn , sunt specificate următoarele limite admise:

– la JT și MT, Kn ≤ 2 % , pentru 95 % din săptămână; în unele zone se poate atinge

3 %;

– la IT, Kn ≤ 1 % , pentru 95 % din săptămână.

Conform CEI 61000-4-30, principalii indicatori de calitate a energiei electrice care

definesc regimul nesimetric al unei rețele electrice sunt:

factorul de nesimetrie de secvență negativă ku al tensiunilor pe fază, determinat ca raportul dintre componenta de secvență negativă U- (inversă) și componenta de secvență pozitivă U+ (directă) a tensiunii, corespunzătoare armonicii fundamentale (relația 4.27)

(4.27)

unde: UA , UB , UC sunt valorile efective măsurate ale armonicilor fundamentale ale

tensiunilor pe cele trei faze, iar operatorul "a" se determină conform relației 4.28:

(4.28)

factorul de nesimetrie de secvență zero ku0 al tensiunilor pe fază, determinat ca raportul dintre componenta de secvență zero U0 (homopolară) și componenta de secvență pozitivă U+ (directă) a tensiunii, corespunzătoare armonicii fundamentale (relația 4.29):

(4.29)

Conform CEI 61000-4-30, măsurarea nesimetriilor se face numai în rețelele trifazate. Evaluarea nesimetriei tensiunilor și curenților electrici se face prin utilizarea metodei componentelor simetrice. Deoarece metoda componentelor simetrice se aplică numai în cazul unor mărimi sinusoidale și în cazul general, mărimile din rețelele electrice nu sunt sinusoidale, definiția indicatorilor de nesimetrie se face, conform CEI 61000-4-27 numai pentru armonica fundamentală a tensiunii (curentului electric), pe baza măsurării pe intervale de 10 perioade a valorilor efective ale tensiunilor pe faze ( UA , UB , UC ), respectiv ale curentului electric pe faze ( IA , IB, IC ).

Conform CEI 61000-4-30, evaluarea nesimetriei de tensiune în cazul echipamentelor de măsurare de clasă A, se face prin utilizarea componentelor simetrice.

Evaluarea factorilor de nesimetrie se face pe baza valorilor efective medii ale armonicelor fundamentate ale tensiunilor sau curenților electrici măsurate pe intervale de 10 perioade.

Echipamentele de măsurare de clasă A trebuie să determine:

factorul de nesimetrie de secvență negativă ku al tensiunilor pe fază;

factorul de nesimetrie de secvență zero ku0 al tensiunilor pe fază;

factorul de nesimetrie de secvență negativă ku al tensiunilor între faze.

Conform CEI 61000-4-30, în cazul echipamentelor de măsurare de clasă S, evaluarea factorului de nesimetrie de secvența negativă ku se va face similar ca în cazul echipamentelor de măsurare de clasă A. Evaluarea factorului de nesimetrie de secvență zero ku0 este opțională, nu obligatorie.

Cerințele din standardul CEI 61000-4-30 referitoare la domeniul de măsurare și incertitudinea de măsurare pentru echipamentele de clasă A sunt prezentate în tabelul 4.1 din prezenta lucrare.

Durata de monitorizarea a nesimetriilor este de minimum o săptămână.

Valorile măsurate și evaluate pe intervale de 10 perioade sunt agregate pe intervale de 150 perioade, iar apoi are loc un al doilea nivel de agregare pe intervale de 10 minute.

Conform CEI 61000-4-27, EN 50160 și Standardelor de performanță pentru

serviciile de transport, respectiv de distribuție a energiei electrice, în vigoare în România, calitatea energiei electrice din punctul de vedere al nesimetriei trebuie evaluată cu o probabilitate de 95 % pe săptămână. Procedura de evaluare este următoarea:

– se determină numărul N de intervale de 10 minute pentru care s-au evaluat factorii

de nesimetrie pe durata de monitorizare de o săptămână;

– se stabilește numărul N1 de intervale în care nesimetria pe intervalele de 10 minute

depășește 2% în cazul rețelelor de JT și de MT, respectiv 1 % în cazul rețelelor electrice cu Un ≥ 110kV (conform standardelor de performanță în vigoare în România);

– se calculează relația N1/N și se verifică N1/N 0,05.

4.13.- Măsurarea și monitorizarea armonicelor și interarmonicelor de tensiune

și curent electric

Conform standardului EN 50160, o armonică de tensiune este o tensiune

sinusoidală cu o frecvență (fh ) egală cu un multiplu întreg h a frecvenței fundamentale

(fh = h x f1) a tensiunii de alimentare. Armonicele de tensiune pot fi evaluate:

– individual, prin amplitudinea sa relativă Uh(%), rezultată prin raportarea

amplitudinii tensiunii armonice Uh la amplitudinea tensiunii fundamentale U1, unde

h este ordinul/rangul armonicei;

– global, prin factorul de distorsiune armonic total THD.

Rangul armonicei, desemnat în mod uzual prin litera “h”, se definește ca fiind raportul dintre frecvența armonicei (fh ) și frecvența fundamentalei (f1).

Conform standardului EN 50160, o interarmonică de tensiune este o tensiune

sinusoidală cu o frecvență egală cu un număr care nu este un multiplu întreg a frecvenței

fundamentale a tensiunii de alimentare.

Prin analogie cu rangul armonicii se definește rangul interarmonicii ca fiind raportul dintre frecvența interarmonicei și frecvența fundamentalei. Dacă valoarea acestuia este subunitară, frecvența respectivă poate fi numită frecvența subarmonică. În conformitate cu

recomandarea CEI, rangul interamonicei este desemnat prin litera “m” (conform CEI 61000-2-1).

Referindu-se la interarmonice, standardul CEI 61000-2-1 definește interarmonicile astfel: Între armonicile frecvenței fundamentale pot fi observate și alte frecvențe care nu sunt multipli întregi ai fundamentalei. Acestea pot avea frecvențe bine definite sau să se prezinte sub forma unei bande de frecvențe.

In tabelul 4.6 sunt prezentate formulările matematice corespunzătoare.

Standardele internaționale și reglementările naționale specifică limitele maxim admise pentru armonicile de tensiune și curent care pot să apară în rețelele electrice.

Tabel 4.6 Componentele spectrale ale unei curbe de tensiune sau de curent electric.

În conformitate cu prevederile din standardul EN 50160, în condiții normale de funcționare, pe durata oricărui interval de timp dintr-o săptămână, 95 % dintre valorile efective mediate pe 10 minute ale fiecărei armonice individuale de tensiune trebuie să fie, în rețelele electrice de JT și MT, mai mici sau egale cu valorile indicate în tabelul 4.7.

Fenomenele de rezonanță pot conduce la valori mai mari ale tensiunilor armonicelor individuale. În plus, valoarea factorului de distorsiune (THD) a tensiunii de alimentare

(incluzând toate armonicele până la rangul 40) în cazul rețelelor electrice de JT și MT trebuie să fie mai mică sau egală cu 8 %.

Tabel 4.7 Valorile armonicelor individuale de tensiune la bornele de alimentare,

pentru ranguri (h) până la 25, în procente față de tensiunea fundamentală U1

Conform standardului menționat, nivelul interarmonicelor în rețelele electrice este în

creștere, determinat de dezvoltarea convertoarelor de frecvență și a echipamentelor similare

de reglare.

Pentru rețelele electrice de distribuție de înaltă tensiune (35 kV < Uc ≤ 150 kV), în standardul EN 50160 se specifică următoarele:

“În condiții normale de funcționare, pe durata oricărui interval de timp dintr-o săptămână, 95 % dintre valorile efective mediate pe 10 minute ale fiecărei armonice individuale de tensiune trebuie să fie mai mici sau egale cu valorile indicate în tabelul 4.8.

Tabel 4.8- Valorile armonicelor individuale de tensiune (în cazul rețelelor de înaltă

tensiune) la bornele de alimentare, pentru ranguri până la 25, în procente

față de tensiunea fundamentală U1

Fenomenele de rezonanță pot conduce la valori mai mari ale tensiunilor armonicelor individuale.

În plus, valoarea factorului de distorsiune (THD) a tensiunii de alimentare (incluzând

toate armonicele până la rangul 40) trebuie să fie mai mică sau egală cu 5 %. Limitele pentru armonicele cu rangul mai mare de 13 nu se aplică în cazul rețelelor buclate de înaltă tensiune cu tensiunea nominală ≥ 90 kV.”

În tabelul 4.9 sunt date limitele admise pentru armonicele individuale de curent și factorul de distorsiune total de curent, THDI, din normativul PE 143 :

Tabel 4.9 – Nivelurile limită de compatibilitate pentru armonicele de curent conform

PE 143 (în % din fundamentală) care se vor utiliza pentru consumator

În Standardul de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice ,

sunt incluse următoarele prevederi:

– “(1) Factorul de distorsiune a tensiunii la JT și MT trebuie să fie mai mic sau egal cu 8 %.

– (2) În condiții normale de funcționare, tensiunile armonice în punctele de delimitare, la JT și MT, nu trebuie să depășească limitele maxime indicate în tabelul 5.7 (tabelul 2 din Standardul de Performanță), timp de 95% din săptămână.

(3) Factorul de distorsiune a tensiunii la IT trebuie să fie mai mic sau egal cu 3 %.

Conform standardului EN 50160, armonicele de tensiune Uh pot fi evaluate:

– individual, prin amplitudinile lor relative, Uh (%), prin raportarea amplitudinii armonicei la amplitudinea componentei fundamentale de tensiune U1, unde h este rangul armonicei (conform relației 4.30):

(4.30)

– global, prin factorul de distorsiune armonic total de tensiune THDU, calculat

utilizând relația 4.31:

(4.31)

Conform cerințelor din același standard, pe durata fiecărei perioade de o săptămână, 95 % din valorile efective medii pe 10 minute ale fiecărei armonice individuale de tensiune, precum și factorul de distorsiune armonic total de tensiune trebuie să fie mai mici sau egale cu valorile limită admise specificate în standardul respectiv.

În mod analog, armonicele de curent electric Ih pot fi evaluate:

– individual, prin amplitudinile lor relative, Ih (%), prin raportarea amplitudinii

armonicei la amplitudinea componentei fundamentale de curent electric I1, unde h este rangul armonicei:

(4.32)

– global, prin factorul de distorsiune armonic total de curent electric THDI,

calculat cu relația 4.33:

(4.33)

Echipamentele de clasă A trebuie să realizeze măsurarea armonicelor și interarmonicelor de tensiune și curent electric pe baza metodei și cerințelor specificate în standardul CEI 61000-4-7 pentru echipamente de Clasă I.

Echipamentele trebuie să măsoare armonicele și interarmonicele cel puțin până la rangul 50.

În cazul armonicelor, echipamentele trebuie să determine, pe intervalul de măsurare de 10 perioade fără omisiuni, valorile efective ale subgrupurilor armonice de rang h, notate cu Gsg,h în CEI 61000-4-7.

În cazul interarmonicelor, echipamentele trebuie să determine, pe intervalul de măsurare de 10 perioade fără omisiuni, valorile efective ale subgrupurilor centrate de interarmonice, notate cu Cisg,h în CEI 61000-4-7.

Dacă se calculează factorul de distorsiune total, atunci acesta trebuie să fie factorul

total de distorsiune al subgrupurilor armonice THDS (subgroup total harmonic distorsion),

așa cum este definit în CEI 61000-4-7.

Echipamentele de măsurare de clasă A trebuie să îndeplinească condițiile de acuratețe impuse în CEI 61000-4-7 pentru instrumentele de măsurare de clasă I, și anume:

– pentru Um 1 % din Un , eroarea nu trebuie să depășească ｱ 5 % din Um;

– pentru Um < 1 % din Un , eroarea nu trebuie să depășească ｱ 0,05 % din Un;

– pentru Im 3 % din In , eroarea nu trebuie să depășească ｱ 5 % din Im;

– pentru Im < 3 % din In , eroarea nu trebuie să depășească ｱ 0,15 % din In.

S-a notat cu Um și Im – valorile măsurate și cu Un și In – valorile tensiunii și curentului electric nominale de intrare ale aparatului.

Cerințele din standardul CEI 61000-4-30 referitoare la domeniul de măsurare pentru

echipamentele de clasă A sunt prezentate în tabelul 4.1 din prezenta lucrare.

Pentru evaluarea conținutului de armonice și interarmonice a tensiunilor și curenților electrici, standardul CEI 61000-4-7 utilizează transformarea Fourier care permite descompunerea curbelor distorsionate intr-o serie de curbe sinusoidale cu frecvență egală cu un multiplu întreg al frecvenței fundamentale.

Conform standardelor CEI 61000-4-30 și CEI 61000-4-7, pentru determinarea spectrului de armonici pentru o curbă de tensiune sau de curent electric distorsionată, intervalul de timp de măsurare de bază – fereastra de măsurare – Tw (numărul de perioade consecutive măsurate) în cazul rețelelor electrice care funcționează la 50 Hz trebuie să fie de 10 perioade.

Pentru prelucrarea eșantioanelor rezultate din măsurători, standardul CEI 6100-4-7: utilizează Transformata Fourier Discretă – DTF (Transformata Fourier realizată cu valori discrete ale mărimii analizate) și un algoritm de prelucrare rapid ce permite reducerea timpului de calcul, algoritm cunoscut sub denumirea de Transformata Fourier Rapidă (FFT). Pentru aceasta, în standardul CEI 6100-4-7 se recomandă ca numărul M de eșantioane măsurate să satisfacă condițiile: M = 2i, cu i ≥ 10

Pe baza datelor obținute, conform CEI 61000-4-7, se calculează următorii parametrii și indicatori care caracterizează funcția nesinusoidală:

– valoarea efectivă Gh a armonicii de rang h (rms value of a harmonic component) egală cu valoarea efectivă a componentei spectrale Cm de rang m=N*h:

(4.34)

– valoarea efectivă Ck a unei componente interamonice (rms value of an interharmonique component):

(4.35)

une: k=m=N h , m fiind rangul componentelor spectrale (m = 1, 2 …) iar N numărul

de perioade ale armonicii fundamentale în fereastra Tw ;

– valoarea efectivă Gg,h a grupului armonic de rang h (rms value of harmonic group of order h) ca valoare efectivă a grupului compus din armonica de rang h și a componentelor spectrale adiacente acestei armonice:

(4.36)

– valoarea efectivă Cig,h a grupului interarmonic de rang h (rms value of the interharmonic group of order h) ca valoare efectivă a grupului componentelor spectrale dintre componentele spectrale N h și N (h 1):

(4.37)

– valoarea efectivă Gsg,h a subgrupului armonic de rang h (rms value of harmonic subgroup of order h) ca valoare efectivă a grupului compus din armonica de rang h și a celor două componente spectrale imediat adiacente armonicii de rang h:

(4.38)

– frecvența grupului interarmonic (interharmonic group frequency) determinată ca valoare medie a frecvențelor corespunzătoare celor două componente armonice între care este situat grupul interarmonic.

– frecvența subgrupului interarmonic (interharmonic subgroup frequency) determinată ca valoare medie a frecvențelor corespunzătoare celor două componente armonice între care este situat subgrupul interarmonic.

– factorul total de distorsiune THD (total harmonic distorsion) ca raportul dintre valoarea efectivă a sumei tuturor componentelor armonice (Gh ) începând cu rangul 2 până la un rang h specificat și valoarea efectivă a componentei fundamentale (G1 ):

(4.39)

– factorul total de distorsiune al grupurilor armonice THDG (group total harmonic distorsion) ca raportul dintre valoarea efectivă a sumei tuturor grupurilor armonice (Gg,h )

începând cu rangul 2 până la un rang h specificat și valoarea efectivă a grupului armonic al fundamentalei (Gg,1 ):

(4.40)

– factorul total de distorsiune al subgrupurilor armonice THDS (subgroup total harmonic distorsion) ca raportul dintre valoarea efectivă a sumei tuturor subgrupurilor armonice (Gsg,h ) începand cu rangul 2 până la un rang H specificat și valoarea efectivă a subgrupului armonic al fundamentalei (Gsg,1 ):

(4.41)

Durata de monitorizarea a nesimetriilor este de minimum o săptămână.

Valorile măsurate și evaluate pe intervale de 10 perioade sunt agregate pe intervale de 150 perioade, iar apoi are loc un al doilea nivel de agregare pe intervale de 10 minute.

Conform standardului EN 50160: 2007 și Standardelor de performanță pentru serviciile de transport, respectiv de distribuție a energiei electrice, în vigoare în România, calitatea energiei electrice din punctul de vedere al armonicelor de tensiune trebuie evaluată cu o probabilitate de 95 % pe săptămână.

Procedura de evaluare este următoarea:

se determină numărul N de intervale de 10 minute pentru care s-au evaluat nivelurile armonicelor și factorul total de distorsiune pe durata de monitorizare de o săptămână;

se determină numărul N1 de intervale în care valorile agregate pe 10 minute ale

nivelurilor armonicelor au depășit limitele indicate în normative;

se determină numărul N2 de intervale în care valorile agregate pe 10 minute ale factorului total de distorsiune au depășit limitele indicate în normative;

se verifică faptul că N1/N 0,05 și N2/N 0,05.

4.14.- Măsurarea și monitorizarea fluctuațiilor de tensiune (nivelul de flicker)

Fluctuațiile de tensiune pot fi descrise ca o variație repetată sau aleatorie a tensiunii, datorită variațiilor bruște ale puterii active și reactive ale sarcinii. Fluctuațiile de tensiune cauzează fluctuații ale fluxului luminos al unei lămpi, ceea ce produce fenomenul vizual denumit flicker.

Flicker-ul sau pâlpâirea luminii este definit în CEI 61000-3-3, ca impresia subiectivă (asupra ochiului) a fluctuațiilor de flux luminos. Este un fenomen de jenă vizuală resimțit de utilizatorii de lămpi alimentate de la o sursă comună cu cea a unei sarcini perturbatoare.

În rețelele de înaltă tensiune, astfel de perturbații sunt cauzate de șocurile de putere reactivă produse de unele receptoare, cum ar fi cuptoarele cu arc electric și laminoarele.

Fluctuațiile de tensiune sunt caracterizate prin doi parametrii: frecvența și mărimea

(amplitudinea) fluctuației.

Conform standardului EN 50160:2007, nivelul/severitatea de flicker este evaluat prin două mărimi:

nivelul/severitatea de flicker pe termen scurt, Pst, măsurat pe o perioadă de 10 minute;

nivelul/severitatea de flicker pe termen lung, Plt, calculat pentru un interval de 2 ore pe baza a 12 valori de Pst consecutive, în conformitate cu următoarea relație:

(4.42)

În conformitate cu standardul EN 50160, în condiții normale de funcționare a rețelelor electrice de JT și MT, în orice perioadă de o săptămână, nivelul de flicker pe termen lung, Plt, cauzat de fluctuația tensiunii trebuie să fie Plt 1 pentru 95 % din timp.

In standardul EN 50160 se specifică următoarele referitor la:

rețelele electrice publice de joasă tensiune:

– În condiții normale de funcționare, în orice perioadă de o săptămână, nivelul de flicker pe termen lung, Plt, cauzat de fluctuația tensiunii trebuie să fie Plt 1 pentru 95 % din timp.

rețelele electrice publice de medie tensiune:

– În condiții normale de funcționare, în orice perioadă de o săptămână, nivelul de flicker pe termen lung, Plt, cauzat de fluctuația tensiunii trebuie să fie Plt 1 pentru 95 % din timp.

– Această valoare a fost aleasă presupunandu-se că coeficientul de transfer între rețelele de MT și JT este unitar. În practică coeficientul de transfer între rețelele de MT și JT poate fi mai mic de 1.

– În cazul în care sunt reclamații, limita la MT trebuie aleasă astfel încât valorile Plt în JT să nu depășească 1, în conformitate cu etapele/fazele descrise în CEI 61000-3-7.

rețelele electrice de distribuție de înaltă tensiune:

– În condiții normale de funcționare, în orice perioadă de o săptămână, nivelul de

flicker pe termen lung, Plt, cauzat de fluctuația tensiunii trebuie să fie Plt 1 pentru 95 % din timp.

– Această valoare a fost aleasă presupunându-se că coeficientul de transfer între rețelele de IT și JT este unitar. În practică coeficientul de transfer între rețelele de IT și JT poate fi mai mic de 1.

– În cazul în care sunt reclamații, limita la IT trebuie aleasă astfel încât valorile Plt în JT să nu depășească 1, în conformitate cu etapele/fazele descrise în CEI 61000-3-7.

În Standardul de performanță pentru serviciul de distribuție a energiei electrice,

referitor la fluctuațiile de tensiune (efecte de flicker), este specificată următoarea limită

admisă:

– Plt ≤1, pentru 95 % din săptămână.

Conform CEI 61000-4-30 principalii indicatori de calitate a energiei electrice care

definesc fluctuațiile de tensiune (efectele de flicker) în rețelele electrice sunt:

– indicatorul/nivelul de flicker pe termen scurt (10 minute) Pst care se obține din

valori ale curbei de probabilitate cumulată;

– indicatorul/nivelul de flicker pe termen lung (2 ore) Plt care se obține prin agregarea pe intervale de 2 ore a valorilor Pst ale flickerului de scurtă durată, determinate pe intervale succesive timp de două ore;

Conform CEI 61000-4-30, pentru măsurarea fluctuațiilor de tensiune în cazul

echipamentelor de măsurare de clasă A se aplică standardul CEI 61000-4-15.

Conform CEI 61000-4-30, intervalele de timp de 10 minute pentru Pst trebuie să înceapă la o bătaie de 10 minute a Ceasului de Timp Real și trebuie etichetate cu valoarea de timp absolut.

Cerințele referitoare la domeniul de măsurare și incertitudinea de măsurare pentru

echipamentele de clasă A sunt prezentate în tabelul 4.1 din prezenta lucrare.

Conform CEI 61000-4-15, determinarea nivelului de flicker se face pe baza valorilor

tensiunii efective măsurate pe fiecare semiperioadă (figura 4.6).

Fig. 4.6. Determinarea eșantioanelor tensiunii analizate

În figura 4.6. sunt indicate eșantioanele achiziționate în zona a două variații de tensiune (intervalele t1 t2 și t2 t3). De asemenea, este indicată valoarea maximă a variației ΔUmax , abaterea remanentă ΔUc și modificarea în timp a variației Δu(t).

Fiind cunoscută forma variațiilor de tensiune, cu ajutorul factorilor de formă F este posibilă echivalarea acestora cu variații dreptunghiulare de amplitudine F dmax, unde variația relativă dmax rezultă prin raportarea valorii Umax la valoarea nominală/contractată a tensiunii (dmax = Umax/Uc); pentru variații dreptunghiulare, factorul de formă este unitar.

Indicatorul Pst de flicker pe termen scurt se determină, pe o fereastră de monitorizare de 10 minute prin relația 4.43:

(4.43)

unde: valorile procentuale P0,1 , P1s, P3s, P10s și P50s reprezintă niveluri ale flickerului depășite în 0,1; 1; 3; 10 și 50 % din timp, pe intervalul de observație.

Durata de monitorizare a fluctuațiilor de tensiune este de minimum o săptămână.

Conform standardului EN 50160, calitatea energiei electrice din punctul de vedere al fluctuațiilor de tensiune trebuie evaluată cu o probabilitate de 95 % pe săptămână. Procedura de evaluare este următoarea:

– se determină numărul N de intervale de 2 ore pentru care s-au evaluat valorile valide pentru nivelul de flicker pe termen lung Plt pe durata de monitorizare de o săptămână;

– se determină numărul N1 in care indicatorul Plt depășește valoarea unitară;

se verifică dacă N1/N 0,05.

5. SISTEM MODERN DE MANAGEMENT AL ENERGIEI ELECTRICE

5.1. Arhitectura de ansamblu

Un sistem modern de management al energiei electrice este un sistem bazat pe utilizarea echipamentelor specifice și a calculatoarelor destinate monitorizării, controlului și optimizarea sistemelor de generare și/sau transport și/sau distribuție a energiei electrice.

Sistemul are în principiu următoarea structură:

– sistemul de procesare și stocare date la punctul central;

– sistemul de achiziție și schimb de date din/spre stații electrice pentru sistemul de monitorizare, control și analiză a consumului si a calității energiei electrice;

– interfațe de comunicații.

În figura 5.1 se prezintă schema-bloc de principiu pentru sistemul de procesare și stocare date al Sistemului de monitorizare, control și analiză a consumului și a calității energiei electrice.

În conformitate cu schema de principiu din figura 5.1, pentru Sistemul de procesare și stocare date (de la Punctul Central) se poate avea în vedere o dotare cu următoarele echipamente principale:

– 1-n servere de sistem, aplicații și baze de date;

– 1- m stații de lucru – echipate cu monitor, tastatură, mouse, imprimantă;

– 1-2 Interfețe de acces la WAN pentru schimb de date cu:

– analizoarele / echipamentele de măsurare a consumului de energie electrica și a

parametrilor pentru analiza calității energiei electrice;

Fig. 5.1 – Schema bloc de principiu pentru Sistemul de procesare și stocare date al

Sistemului de monitorizare, control și analiză a consumului

și a calității energiei electrice

Un astfel de sistem trebuie sa satisfaca următoarele cerințe de bază:

Informația la fiecare nivel trebuie să fie strict cea necesară procesului de decizie specific, astfel încât să permită utilizatorului concentrarea asupra rezolvării problemelor sale;

Informația trebuie să aibă un caracter sintetic;

informație trebuie să fie depozitată, atunci când este necesar, intr-un unic punct din sistem, astfel încât să existe un control sigur asupra integrității ei din punct de vedere fizic și a unicității ei din punct de vedere logic;

Orice informație stocată, care este dependentă de o altă informație, printr-o relație oarecare, se va modifica în concordanță cu această relație imediat și în mod automat, transparent din punct de vedere al utilizatorului;

Utilizatorul trebuie să poată rezolva toate cerințele sale, de la un singur post de lucru și de la oricare post din sistem;

Informația din sistem trebuie să poată fi verificată oricând din punct de vedere al persoanei care a generat informația, a modificat informația;

Accesul la informații se va face pe baza unor reguli și drepturi de acces stricte;

Sistemul informatic trebuie să fie flexibil din punct de vedere hardware și software, să fie aliniat la tendințele tehnologice actuale;

Concepția și documentația sistemului informatic trebuie să permită o întreținere facilă și modificarea/dezvoltarea acestuia în continuare de către orice echipă de proiect.

5.2.- Structura sistemului de monitorizare și control a consumului și a calității

energiei electrice

Sistemul Integrat de Monitorizare și Control a Consumului și a Calității Energiei Electrice va avea următoarea structură de ansamblu de principiu:

Sistemul de Procesare și Stocare Date la Punctul Central (LAN – Centrul de Management a Datelor de Consum și Calitate a Energiei Electrice);

Sistemul de Achiziție și Schimb de Date din/spre stații electrice pentru Sistemul de Monitorizare și Analiză a Calității Energiei Electrice;

Interfețe cu utilizatori exteriori Sistemului Integrat de Monitorizare a Calității Energiei Electrice.

În figura 5.2 este prezentată structura de ansamblu posibilă a Sistemui Integrat de Monitorizare și Control a Consumului și Calității Energiei Electrice la nivelul Sucursalei de Transport a Energiei Electrice ST – Sibiu, care dispune de stații electrice de distribuție/ furnizare a energiei electrice, de centre teritoriale destinate să gestioneze/exploateze/ monitorizeze funcționarea stațiilor electrice dintr-o anumită zonă teritorială, respectiv de un centru territorial de Management a Datelor de Consum și Calitate a Energiei Electrice primite și respectiv a celei furnizate consumatorilor.

Schema bloc de principiu a Sistemului de Procesare și Stocare este prezentată în figura 5.3.

Arhitectura de ansamblu a Sistemului de Procesare și Stocare va fi concepută ca o rețea locală (LAN – Centrul de Management a Datelor de Calitate a Energiei Electrice), de tip minim Fast-Ethernet, respectâdu-se tendințele și reglementările existente în domeniul rețelelor de calculatoare.

Schimbul de date se va baza pe protocoale de comunicații standardizate internațional, în principal ISO/OSI. Magistrala LAN va fi de cel puțin 100 Mbit/s și va trebui să permită un transfer de date bidirecțional între toate echipamentele conectate, precum și cu alte Sisteme Informatice externe, respectând performanțele și restricțiile de acces impuse de specificul aplicației.

Fig. 5.2. Schema bloc de principiu pentru un Sistem Integrat de Monitorizare și Control al

Consumului și a Calității Energiei Electrice propus pentru

Sucursala de Transport Sibiu a CNTEE Transelectrica

Fig. 5.3- Schema bloc de principiu a Sistemului de Procesare și Stocare a unui Sistem

de Monitorizare și Control a Consumului de Energie Electrica

și a Calității Energiei Electrice

Rețeaua LAN – Centru de Management a Datelor de Consum de Energie Electrica și de Calitate a Energiei Electrice va asigura interconectarea tuturor echipamentelor avute în vedere pentru realizarea Sistemului de Procesare și Stocare, precum și interconectarea cu fiecare din Subsistemele de Achiziție și Schimb de date amplasate în stațiile electrice.

Toate echipamentele trebuie să permită și să asigure managementul Sistemului de Monitorizare și Control a consumului de energie electrică și a calității ei.

Serverele vor asigura administrarea resurselor și a comunicațiilor în cadrul LAN – Centrul de Management a Datelor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice, precum și rularea pachetelor software de aplicație. Serverele se vor rezerva reciproc, în sensul că fiecare din cele două servere va trebui să preia integral ambele funcțiuni (server de sistem și de aplicații), în caz de cădere a unuia din ele.

Informația de pe aceste servere se va arhiva periodic (zilnic) pe un suport extern de

stocare, care va asigura arhivarea informațiilor / datelor pe cel puțin 10 ani. Modul de

arhivare se va face astfel încât accesul la orice informație de pe mediul de arhivare să se

facă direct și nu printr-un proces de restaurare a bazei de date peste baza de date curentă.

Stațiile de lucru trebuie vor permite realizarea funcției de „Administrator de Sistem”, respectiv, realizarea de prelucrări / interogări ale bazelor de date, tipăriri de date / grafice, rapoarte prestabilite, respectiv crearea de programe de prelucrare a datelor primare preluate din baza de date stocate pe server, accesarea / reconfigurarea / parametrizarea analizoarelor de calitate a energiei electrice / echipamentelor de măsurare a parametrilor pentru analiza calității energiei electrice montate în stațiile eletrice de distributie.

Analizoarele de calitate a energiei electrice sunt echipamente inteligente, avand rol de achiziție, prelucrare, stocare și schimb de date.

Analizoarele de Calitate a Energiei Electrice vor asigura măsurarea și agregarea datelor măsurate în locațiile unde sunt instalate pe durate de minimum o săptămână

Software-ul trebuie să se bazeze pe o arhitectură de sistem deschis astfel încat să fie funcțional și atunci când dotarea hardware va fi upgradată sau înlocuită cu noi echipamente ce respectă aceleași standarde anterior acceptate.

Software-ul de aplicație (considerat ca ansamblul de pachete software de aplicație implementate la nivelul analizoarelor de calitate a energiei electrice și la nivelul Sistemului de Procesare și Stocare de la Punctul Central), respectiv software-ul de comunicație/ achiziție date trebuie să permită:

măsurarea, prelucrarea și stocarea automată a datelor măsurate și procesate;

achiziția automată/periodică, respectiv la cerere, la nivelul Centrului de Management a Datelor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice a tuturor datelor ce pot fi furnizate de analizoarele de calitate a energiei electrice;

stocarea/arhivarea automată a informațiilor la nivelul analizoarelor de calitate a energiei electrice și la nivelul Serverelor de Baze de Date din LAN – Centrul de Management a Consumului și a Datelor de Calitate a Energiei Electrice;

arhivarea datelor pe suport extern;

accesul tip „Administrator de Sistem”;

importul informațiilor stocate/arhivate la nivelul Serverelor WEB din LAN – Centrul de Management a Datelor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice, stocarea și prelucrarea acestora;

introducerea manuală a datelor cu marcarea corespunzătoare a acestora și fără posibilitatea de modificare a datelor originale;

estimarea prin calcul a datelor;

analiza numerică a indicatorilor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice;

analiza grafică a indicatorilor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice;

vizualizarea datelor achiziționate/importate sau rezultate din prelucrări, inclusiv a formelor de undă, generarea de rapoarte și tipărirea acestora;

raportarea indicatorilor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice pe punct de măsurare individual sau pe grup de puncte de măsurare (agregarea în timp și spațiu a evenimentelor);

afișarea hărții de propagare a perturbațiilor;

registrarea evenimentelor;

configurarea interfeței cu PC;

securizarea datelor;

importul/exportul datelor;

configurarea/parametrizarea, atât local cât și de la distanță, a analizoarelor de calitate a energiei electrice;

autodiagnostic și semnalizare către Centrul de Management a datelor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice a stării de indisponibilitate a analizoarelor de calitate a energiei electrice;

organizarea și actualizarea unui web-site cu date și informații de interes public privind Calitatea Energiei Electrice;

posibilitatea de accesare prin Internet, de către alți utilizatori, a unor rapoarte și situații sintetice și informații de interes public privind Calitatea Energiei Electrice în punctele unde au fost efectuate măsurători și pe ansamblu.

Software-ul de Aplicații trebuie să fie caracterizat prin următoarele atribute:

timp scurt de răspuns;

simultaneitatea utilizării, sistemul facilitând lucrul în același timp pentru mai mulți

utilizatori și execuția mai multor task-uri pentru același utilizator;

eficiența sau proprietatea Sistemului de a folosi în mod optim resursele de care dispune;

partajarea și protecția, utilizatorii având posibilitatea să folosească în comun informațiile prezente în Sistem și să comunice între ei în deplină siguranță, în sensul evitării accesului neautorizat și al alterării intenționate sau accidentale a informațiilor;

generalitatea, flexibilitatea și extensibilitatea, putând fi introduse în Sistem noi componente software fără eforturi de proiectare și programare suplimentare;

transparența și vizibilitatea, permițând utilizatorilor să obțină anumite informații care să-i ajute în obținerea unei utilizări mai eficiente și mai performante;

raportul performanță/cost favorabil.

Interfața grafică cu utilizatorul trebuie să confere personalului de deservire un instrument facil de utilizat și complet prin prisma punerii la dispoziția acestuia a „tools-urilor” necesare realizării activitaților specifice de la stația de lucru în discuție conform atribuțiunilor sale.

Accesul la diferite meniuri ale Sistemului/componentelor sale trebuie protejat prin mai multe niveluri de parole. Accesul la nivelul superior este permis numai persoanei care este

responsabilă pentru Sistem. Toate cererile de acces autorizat sau neautorizat vor fi înregistrate (inclusiv ca locație: IP, nume, etc), datate și semnate de inițiator.

În scopul protejării unor date sensibile poate fi necesară criptarea traficului.

Din punct de vedere software, Sistemul trebuie să pornească automat după o pauză în alimentarea cu energie electrică, fără a se pierde informații.

Schimbarea orei la orice moment în timp, nu va duce la o funcționare necorespunzătoare a echipamentelor/software-ului acestea putand lucra corect la începutul oricărei noi zile, luni și oricărui an.

Bazele de date vor cuprinde date organizate după criterii care vizează independența maximă a aplicațiilor față de date. Această independență a aplicațiilor față de date este obținută printr-o arhitectură informațională care cuprinde mai multe niveluri de descriere a Bazei de date.

Sistemul de Organizare și de Gestiune a Bazelor de Date va oferi oricărui utilizator, de pe orice componentă de prelucrare, o viziune sau o schemă integrată, prin intermediul căreia să aibă acces în mod transparent la datele de care are nevoie pentru realizarea atribuțiunilor cu care este investit. Structura Sistemului de Baze de Date va fi orientată spre un model relațional.

Sistemul de Gestiune a Bazelor de Date va trebui să ofere facilități de construire, utilizare, întreținere și dezvoltare a bazelor de date. El va trebui să asigure:

Continuarea funcționării în ciuda penelor. Utilizatorii vor putea continua executarea de operații de actualizare pe copii redundante, chiar dacă anumite copii sunt momentan inaccesibile;

Integrarea dinamică de noi noduri. Extinderea și reconfigurarea dinamică se va face fără oprirea funcționării Sistemului;

Independența datelor fizice. Administratorul bazei de date va schimba parametrii care necesită distribuirea fizică și structurile de acces/stocare;

O schemă globală integrată care trebuie să cuprindă toate obiectele bazei de date și să asigure evidența distribuirii datelor.

Sistemului Integrat de Monitorizare și Control a Consumului și Calitații Energiei Electrice trebuie să asigure, în principal, realizarea următoarelor funcțiuni:

măsurarea, prelucrarea și stocarea automată a datelor măsurate și procesate

achiziția automată/periodică, respectiv la cerere, la nivelul Centrului de Management a datelor de consum și de calitate a energiei electrice a tuturor datelor ce pot fi furnizate de analizoarele de calitate a energiei electrice, montate în stațiile electrice;

stocarea/arhivarea automată a informațiilor la nivelul analizoarelor de calitate a energiei electrice și la nivelul Serverelor de Baze de Date din LAN – Centrul de Management a Datelor de Calitate a Energiei Electrice;

arhivarea datelor pe suport extern;

accesul tip „Administrator de Sistem” în Sistem;

importul informațiilor stocate/arhivate la nivelul Serverelor WEB din LAN – Centrul de Management a Datelor de Consum si Calitate a Energiei Electrice, stocarea și prelucrarea acestora;

introducerea manuală a datelor cu marcarea corespunzătoare a acestora și fără

posibilitatea de modificare a datelor originale;

estimarea prin calcul a datelor;

preluarea de date;

analiza numerică a consumurilor de energie electrică și a indicatorilor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice;

analiza grafică a indicatorilor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice;

vizualizarea datelor achiziționate/importate sau rezultate din prelucrări, inclusiv a formelor de undă, generarea de rapoarte și tipărirea acestora;

raportarea indicatorilor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice pe punct de măsurare individual sau pe grup de puncte de măsurare (agregarea în timp și spațiu a evenimentelor);

afișarea hărții de propagare a perturbațiilor;

inregistrarea evenimentelor;

securizarea datelor;

importul/exportul datelor;

configurarea/parametrizarea, atât local cât și de la distanță, a analizoarelor de calitate a energiei electrice;

autodiagnostic și semnalizare către Centrul de Management a datelor de Consum și de Calitate a Energiei Electrice a stării de indisponibilitate a analizoarelor de calitate a energiei electrice;

organizarea și actualizarea unui web-site cu date și informații de interes public privind Consumul si de Calitatea Energiei Electrice;

posibilitatea de accesare prin Internet, de către alți utilizatori agreați, a unor rapoarte și situații sintetice și informații de interes public privind consumul și calitatea energiei electrice.

5.3. Smart Grid și Smart Metering

“SMART GRID este o reșea de transport și distributie a energiei electrice care în plus

față de transportul și distribuția energiei electrice include o rețea de comunicație

bidirecționala între producători și consumatori.

O rețea smart grid include un sistem inteligent de monitorizare care supraveghează calea de transfer a întregii energii electrice de la producător la consumator…”

Referința bibliografică: Smart Grid: Definition in Smart Grid in the free online Enciclopedia:

smart grid

"(1) An electrical power distribution network that, in addition to transmitting electricity,

includes two-way, digital communications between producers and consumers. For example,

when power is least expensive throughout the day, it could turn on selected home appliances such as washing machines or factory processes that can run at arbitrary hours.
A smart grid includes an intelligent monitoring system that keeps track of all electricity flowing in the system. It also incorporates the use of superconductive transmission lines for

less power loss, as well as the capability of integrating alternative sources of electricity such as solar and wind."

5.3.1. Politici naționale și internaționale privind rețelele inteligente

SMART GRID’s

SUA

“Este politica SUA de a sprijini sistemul național de transport și distribuție a energiei

electrice pentru a menține o infrastructură electrică sigură și fiabilă, care să poată satisfacă

necesarul de energie crescut în viitor și să realizeze fiecare din urmatoarele obiective, care caracterizează SMART GRID's:

utilizarea crescută a tehnologiei informaționale și controlului digital pentru

creșterea fiabilității, securității și eficienței rețelelor electrice;

(2) optimizarea dinamică a operațiilor și resurselor rețelei, în condițiile unei securități

cibernetice totale;

(3) dezvoltarea și integrarea resurselor și generarilor distribuite;

(4) dezvoltarea tehnologiilor smart (tehnologii iteractive, automate, în timp real care

optimizează operațiile fizice ale aparatelor și dispozitivelor consumatorilor)

pentru măsurare, comunicații privind funcționarea și starea rețelei, și respectiv

automatizarea distribuției;

(6) integrarea aparatelor și dispozitivelor “smart” ale consumatorilor;

(7) dezvoltarea și integrarea tehnologiilor avansate de stocare a energiei electrice și

de aplatisare a varfului de sarcină;

(8) asigurarea consumatorilor a opțiunilor de informare și control oportune;

(9) dezvoltarea standardelor pentru comunicații și interoperatibilitate a dispozitivelor

și echipamentelor conectate la rețeaua electrică, incluzând și infrastructura de

deservire a rețelei;

(10) identificarea și micșorarea barierelor nenecesare la adoptarea tehnologiilor,

practicilor și serviciilor smart grid”.

": The Energy and Security Act of 2007 made Smart Grid a national policy of the and many recent articles and policy papers have recognized the critical nature of the Smart Grid".

Conform: en.wikipedia.org/wiki/Smart_grid 42 USC § 17381 – Statement of policy on modernization of electricity grid

"A Smart Grid combines advances in information technology with innovations in power systems management to create a significantly more efficient distribution system for electrical energy. A Smart Grid would accommodate decentralized power production from renewable sources directly interfacing with equipment, appliances, and electrical vehicles to improve

energy efficiency; and redistribute energy supply to accommodate unexpected surges in use and avoid mass outages." ]

Conform: Center for American Progress and Department of Economics and Political

Economy Research Institute (PERI) University of Massachusetts-Amherst "Green

Recovery – A Program to Create Good Jobs and a Low-Carbon

Economy".

Europa

“Smart Grid este o rețea electrică care poate integra la un cost eficient comportarea

și acțiunile tuturor utilizatorilor conectați la ea: unități generatoare, consumatorii și aceia care fac ambele.

Deși elemente specifice smart grid există în multe parți ale rețelelor existente, diferența între rețeaua de azi și rețeaua viitoare constă în principal în capacitatea rețelei de a funcționa mult mai complex decât în prezent într-un mod efectiv și eficient. O rețea smart folosește produse și servicii inovative împreuna cu tehnologii inteligente de monitorizare, control, comunicații și autovindecare."

" Smart Grid is an electricity network that can cost efficiently integrate the behaviour and actions of all users connected to it – generators, consumers and those that do both – in

order to ensure economically efficient, sustainable power system with low losses and high levels of quality and security of supply and safety.

Though elements of smartness also exist in many parts of existing grids, the difference between a today’s grid and a smart grid of the future is mainly the grid’s capability to handle

more complexity than today in an efficient and effective way. A smart grid employs innovative products and services together with intelligent monitoring, control, communication, and self-healing technologies."

Conform: European Commission Smart Grids Technology Platform, “SmartGrids, Strategic Deployment Document for Europe’s Electricity Networks of the Future (Draft)”,

September 2008.

5.3.2. Smart Meter

Smart Meter este un termen generic pentru un sistem de monitorizare și control a

consumului de energie electrică bazat pe contoarele electronice care au o legatură de comunicație.

Conform acestei definiții, un contor electronic cu funcționalitate de bază devine inteligent doar prin faptul că poate comunica.

Functionalitatea de bază a contoarelor inteligente, adițională celei standard ‐ de măsurare a energiei și stocare a indecșilor și evenimentelor, este dată de următoarele caracteristici:

Contorul inteligent are cel puțin o interfață de comunicație cu exteriorul

prin care sunt disponibile, pe baza unui protocol, mărimile interne ale contorului. Această facilitate este o opțiune și pentru contorul clasic (neinteligent) dar este o

obligativitate pentru contorul inteligent. Unele contoare inteligente posedă

mai multe interfețe de comunicație, de obicei două sau, mai rar, trei. Există o

tendință de realizare a comunicației acestor contoare prin intermediul IP,

adică fie prin interfețe Ethernet, fie prin tehnologie GPRS – ambele asigurând

comunicare cu contorul pe bază de socket‐uri IP;

Contorul inteligent trebuie să poată furniza prin intermediul căii de comunicație mărimile sale de instrumentație, adică mărimile de timp real p(t), q(t), u(t), i(t) pe faze și/sau trifazat, precum și alte eventuale mărimi (factor de putere, unghiul

dintre tensiuni și curenți ‐ pentru eventuale diagrame fazoriale, factor de distorsiune, armonice etc).

Functionalităti suplimentare, care măresc flexibilitatea contorului inteligent sunt:

câteva intrări numerice, pentru preluarea unor stări locale care este util a fi

cunsocute de la distanță;

câteva ieșiri numerice (de obicei cel puțin două) pentru comandarea unor

instalații locale (uzual comenzi de tip ON/OFF pe anumiți feederi locali);

o logică simplificată care să permită ca pe anumite combinații de binare de

intrare (la care se adaugă eventual și biți de stare interni) să se poată

activa o anumită ieșire binară sau să se facă măsurarea unor cantități de

energie într-un registru distinct.

Un exemplu ar putea fi cazul în care un registru intern măsoară energia activă în situatia în care nivelul de tensiune este sub nivelul minim admisibil, stare pentru care contorul inteligent activează o ieșire binară. Pentru acest exemplu, registrul contorului va înregistra cantitatea de energie livrată în condițiile în care tensiunea este sub standardul de calitate. Un alt exemplu este cel în care puterea măsurată depășește o valoare de prag pe un interval de

timp dat, caz în care este comandată o deconectare. Logică înglobată conține de fapt elemente simplificate de automat programabil, util în diverse automatizări.

Unii producători descriu ca specifică contorului inteligent facilitatea de a schimba de

la distanță condițiile de tarifare a energiei electrice. Această facilitate, deși „inteligentă”, este depășită conceptual pentru că tarifarea se poate face în modul cel mai flexibil prin prelucrarea corespunzătoare a șirului de indecși, corespunzători palierelor de timp orare sau de 15 minute, astfel încât este suficientă doar stocarea acestor indecși pentru orice tip de tarifare uzuală. Există o serie de opinii cum că noi funcții care sprijină mecanisme Smart Grid trebuie să fie înglobate tot în contor. Aceasta nu face decât să‐l complice și să‐l îndepărteze de menirea sa fundamentală.

Contoarele inteligente sunt nu numai o emblemă de piață, au devenit și scopuri politice în cercurile europene și mondiale. Uniunea Europeană și diversele guverne construiesc programe de impulsionare a piețelor de energie și de pavare a drumului spre „Smart Grid” cu ajutorul unor investiții în „Smart Meters”. Fabricanții de contoare își diversifică facilitățile contoarelor clasice și le lansează pe piață cu titulatura cerută, de Smart Meters. De obicei sunt luate în considerare cerințe specifice ale unei piețe naționale sau ale unui grup de distribuitori, care au priorități specifice și deci solicită facilități utile lor.

Functionalitățile de Smart Meters ale diverșilor producători nu sunt unitare și cu siguranță nu sunt complete. Se vorbește despre contoare dezvolate pentru piața X și se încearcă să se convingă alte piețe cu mai mică inițiativă proprie, că tipul de contor inteligent pentru piața vecină este bun și pentru noul areal.

Se dorește dezvoltarea contoarelor inteligente astfel încât să fie suportul și pentru noi modele de business generate de conceptul Smart Grid.

5.3.3. Contoarle inteligente de energie electrica

5.3.3.1. Domeniu de aplicare

Asa cum s-a menționat contoarele inteligente oferă noi funcționalități precum

furnizarea de informații detaliate privind consumul de energie, citirea contoarelor la distanță, dezvoltarea de noi tarife și servicii bazate pe profiluri energetice și capacitatea de a dezactiva de la distanță aprovizionarea.

Rețelele inteligente oferă o mai mare sferă de acțiune pentru dezvoltare și pentru

prelucrarea unui număr mai mare de date cu caracter personal.

Directiva CE privind eficiența energetică la utilizatorii finali și serviciile energetice (2006/32/CE) stabilește obiectivele de economisire a energiei care urmează să fie adoptate de

fiecare stat membru. Pentru realizarea acestor obiective și cu foarte puține excepții, în temeiul articolului 13 din directivă, statele membre au obligația de a garanta dotarea consumatorilor cu contoare individuale care reflectă exact consumul de energie și care furnizează informații despre timpul efectiv de utilizare. Contoarele inteligente fac parte din încercarea de a îndeplini obiectivele Uniunii Europene cu privire la realizarea aprovizionării durabile cu energie până în 2020.

La nivel UE Direcția Generală Energie a instituit un grup operativ de experți privind rețelele inteligente.

Contorizarea inteligentă este cu atât mai importantă cu cât poate influența viața majorității cetățenilor, întrucât aceștia contează pe aprovizionarea cu electricitate și gaze naturale. Contorizarea inteligentă este foarte extinsă și nu se limitează la persoanele care au luat decizia de a participa la progresele tehnologice. Obiectivul constă într-o acoperire a 80% dintre consumatori până în 2020.

Contoarele inteligente permit generarea, transmiterea și analizarea mai multor date

referitoare la consumatori decât contoarele „tradiționale” sau „defectuoase”. Prin urmare, acestea permit de asemenea operatorului de rețea (cunoscut sub numele de operator al serviciului de distribuție sau OSD), furnizorilor de energie și altor părți implicate să colecteze informații detaliate privind consumul de energie și tiparele de consum, precum și să ia decizii cu privire la consumatorii individuali, în funcție de profilurile de utilizare. Deși se știe că astfel de decizii pot fi de multe ori în beneficiul consumatorilor în ceea ce privește economiile de energie, instalarea unor astfel de dispozitive în casele consumatorilor poate constitui o posibilă intruziune în viața personală a acestora. De asemenea, aceasta marchează o schimbare în relația fundamentală cu furnizorii de energie, deoarece, în mod tradițional, consumatorii pur și simplu plăteau furnizorii pentru furnizarea de energie electrică și gaz. Odată cu apariția contoarelor inteligente, procesul a devenit mult mai complex prin faptul că, astfel, consumatorii oferă furnizorilor informații cu privire la rutina lor zilnică.

Mult discutatele avantaje ale consumului inteligent de energie includ posibilitatea de a reduce valoarea facturilor prin modificarea obiceiurilor de consum, consumând eventual energie în alte momente ale zilei pentru a profita de tarife mai mici (pentru consumatori), precum și oportunități cu privire la estimarea precisă a cererii consumatorilor, reducând costurile ridicate ale stocării de energie (pentru industrie).

Realizarea obiectivelor privind schimbările climatice se bazează, într-o anumită măsură, pe furnizarea de date cu caracter personal de către consumatori, dar acest lucru trebuie să se realizeze astfel încât toate părțile implicate în programele de introducere a contoarelor inteligente și în crearea rețelelor inteligente să se asigure că drepturile fundamentale ale persoanelor sunt protejate și respectate. Fără o astfel de protecție există riscul nu doar ca prelucrarea datelor cu caracter personal să încalce legile naționale de punere în aplicare a Directivei 95/46 CE, ci și ca programele să fie respinse de consumatori pe motiv că aceștia nu sunt de acord cu colectarea de date cu caracter personal. Această reticență poate apărea chiar dacă nu există o încălcare a legii.

Deși beneficiile potențiale ale acestor programe sunt ample și semnificative, acestea au, de asemenea, capacitatea de a prelucra cantități tot mai mari de date cu caracter personal,

fără precedent în această industrie, și pot pune mult mai ușor datele cu caracter personal la dispoziția unui cerc mai mare de destinatari decât în prezent.

Situația diferă foarte mult de la un stat membru la altul: dacă în unele state implementarea este, în mare măsură, finalizată, prin decizie guvernamentală, în altele încă nu au fost instalate contoare. Există, de asemenea, diferențe cu privire la nivelul de implicare a fiecărei autorități de protecție a datelor (APD). Acolo unde este necesar acest lucru, grupul de

lucru va reaminti tuturor celor implicați în contorizarea inteligentă importanța consultării cu autoritățile relevante de protecție a datelor.

Celelalte diferențe țin de natura pieței din statele membre și de autoritățile responsabile de instalarea contoarelor. În unele state membre, companiile de utilități din sectorul public sunt responsabile cu acest lucru. În alte state, există o piață competitivă a

furnizorilor. Operatorii de sisteme de distribuție au un rol mai important în unele țări. În unele state membre, înlocuirea contoarelor este obligatorie pentru fiecare consumator. Atunci când indexul contorului este transmis operatorului de sisteme de distribuție, furnizorii de energie pot avea acces la informațiile necesare pentru gestionarea clienților și emiterea facturilor. Aceștia au, de asemenea, acces la informații mai detaliate (de exemplu, pentru a oferi consiliere cu privire la economiile de energie), dar numai cu acordul clientului. Operatorul de sisteme de distribuție are, de asemenea, dreptul de a colecta informații detaliate cu privire la consumul clienților, în scopul de a administra și menține rețeaua fizică.

Există, de asemenea, metode multiple și complexe de comunicare, cu puncte de intrare suplimentare și căi de date, ce dau naștere la probleme complexe de securitate care necesită soluții cuprinzătoare.

Este incontestabil faptul că aceste contoare inteligente sunt deja folosite în masă; prin urmare, trebuie neapărat să fie înțeles modul în care contoarele inteligente achizitioneaza și prelucrează datele, precum și problemele pe care le ridică această prelucrare.

Distribuitorii de energie electrică din România au obligația ca, până în 2020, să instaleze sisteme inteligente de măsurare a energiei electrice pentru cel puțin 80% din clienții lor. În anul 2014 se vor implementa proiecte pilot în această privință, iar ulterior, pe baza propunerilor operatorilor de distribuție, ANRE va aproba, până la sfârșitul anului 2015, programul și calendarul național de implementare a sistemelor de măsurare inteligentă.

5.3.3.2. Definiții specifice utilizării contoarelor și a rețelelor inteligente

În prezent sunt disponibile mai multe definiții privind contoarele inteligente și rețelele

inteligente. Grupul de lucru UE WP 183 instituit în anul 2011 în temeiul articolului 29 din Directiva 95/46/CE privind "contorizarea inteligentă" a folosit următoarele definiții:

Contoarele inteligente sunt echipamente/aparate instalate în casele consumatorilor și permit comunicarea în dublu sens (Consumator Furnizor). Acestea informează consumatorii cu privire la cantitatea de energie pe care o consumă, iar informațiile respective pot fi trimise mai departe furnizorilor de energie și altor părți desemnate.

Caracteristica esențială a contoarelor inteligente este că acestea oferă posibilitatea comunicării la distanță între contor și părțile autorizate precum furnizorii, operatorii de rețele și terții autorizați sau companiile de furnizare a serviciilor energetice.

Contoarele inteligente pot mări frecvența de comunicare între consumator și alte părți implicate, sporind în consecință cantitatea de date despre consumator disponibile celorlalte părți. Colectarea și utilizarea datelor este mult mai amplă și cu o mai vastă întrebuințare decât în cazul contoarelor tradiționale sau „defectuoase”, care sunt citite efectiv în mod neregulat.

La nivelul cel mai abstract și fundamental, contorul inteligent realizează o citire care

reflectă consumul de energie într-o anumită locație. La un moment dat, rezultatul citirii, precum și alte informații, pot fi transmise în afara locației respective. Pentru unele modele de contoare, informația este trimisă direct către un hub central de comunicații unde sunt

gestionate datele furnizate de contoarele inteligente. Odată ajunse acolo, acestea pot fi accesate de către operatorii de servicii de distribuție, furnizori și societăți de tip ESCO.

Implementarea contoarelor inteligente este o condiție prealabilă pentru rețeaua

inteligentă.

Rețeaua inteligentă este o rețea inteligentă de energie electrică care combină informațiile de la utilizatorii rețelei respective pentru a planifica furnizarea de energie electrică mai eficient și mai economic decât înainte de apariția contoarelor inteligente.

Operatorul de date, aplicabilă în cazul contoarelor inteligente

Directiva 95/46/CE impune obligații pentru operatorul de date cu privire la prelucrarea datelor cu caracter personal. Înainte de a stabili cum se aplică aceste obligații trebuie identificate persoanele juridice care se încadrează în definiția operatorului de date.

Implementarea contoarelor inteligente implică o serie de organizații implicate în prelucrarea datelor cu caracter personal, printre care se numără furnizori de energie,

operatorii de rețele de energie, autorități de reglementare, organisme guvernamentale, alți

furnizori de servicii și furnizori de comunicații. Responsabilitățile care decurg din legislația

privind protecția datelor ar trebui să fie alocate în mod clar, asigurându-se astfel conformitatea în practică cu normele privind protecția datelor.

Furnizori de energie

În unele state membre, furnizorii sunt persoanele juridice cu cea mai mare responsabilitate în prelucrarea datelor cu caracter personal. Aceștia au încheiat cu persoana vizată contractul prin care se inițiază prelucrarea și, întrucât ei sunt cei care hotărăsc care sunt datele de care au nevoie pentru a-și îndeplini funcțiile, precum și modul în care datele sunt colectate, stocate și utilizate, se poate afirma că aceștia determină scopurile și modul de prelucrare a datelor cu caracter personal.

Operatori de rețea sau operatori ai sistemului de distribuție (OSD)

În alte modele, operatorul sistemului de distribuție care deține rețeaua va fi responsabil cu instalarea și funcționarea sistemului de contorizare inteligentă. Acest operator va fi, de asemenea, responsabil cu stabilirea modului în care sunt colectate, stocate și utilizate datele. În acest model, operatorul sistemului de distribuție devine operator de date. În cazul în care furnizorii de energie au acces la datele transmise de contoare și folosesc datele în scopuri proprii (de exemplu, pentru a emite facturi sau pentru a oferi consiliere consumatorilor), atunci aceștia devin, de asemenea, operatori ai datelor cu caracter personal pe care le prelucrează.

Alte părți implicate

Există numeroși terți care pot fi implicați în prelucrarea datelor cu caracter personal, având în vedere rolul pe care îl au în cadrul programului de implementare a contoarelor inteligente. Este posibil ca unii dintre aceștia să nu apară decât în momentul prelucrării unei cantități mai mari de date cu caracter personal; așadar, în acest stadiu, ar fi prea devreme să se întocmească o listă definitivă a terților. De asemenea, trebuie menționată diversitatea modelelor și a conceptelor de furnizare din statele membre. Cu toate acestea, se admite că, fără o înțelegere comună a modului în care se aplică definiția operatorului de date, există riscul nerespectării conformității și a bunelor practici. În acest sens, se mentionează următoarele aspecte importante:

1. În unele modele de implementare se stabilește o funcție centrală de comunicație, responsabilă cu gestionarea transmiterii de date între contor și furnizor. Această funcție există doar ca procesor de date ce acționează numai pe baza instrucțiunilor furnizorilor către care și

de la care trimite și primește date. Cu toate acestea, în cazul în care funcția de comunicație este implicată în luarea deciziilor cu privire la divulgarea datelor cu caracter personal unui terț

sau cu privire la prelucrarea în alte scopuri, atunci funcția de comunicație ar putea îndeplini rolul de operator de date privind prelucrarea datelor cu caracter personal.

2. Autoritățile de reglementare în domeniul energiei sunt, de asemenea, factori importanți. Acestea pot avea acces la date în vederea stabilirii politicilor și în scopuri de

cercetare. În măsura în care datele respective constituie date cu caracter personal, autoritatea de reglementare își va asuma rolul de operator de date.

3. Furnizorii terți de servicii, numiți deseori societăți de servicii energetice (Energy Service Companies, ESCO) vor avea un rol tot mai important în utilizarea datelor generate de contoarele inteligente. În cazul în care datele cu caracter personal sunt dezvăluite unor

societăți de servicii energetice în schimbul furnizării de servicii fie unui consumator, fie altui terț, de exemplu unui furnizor, atunci societățile de servicii energetice își asumă rolul de

operator de date.

Citiri se definesc ca evoluție a indexelor aferente consumului, cu periodicitate și pentru o perioadă de timp suficientă, stabilită prin contract.

5.3.3.3. Funcții obligatorii ale contoarelor inteligente

Potrivit ANRE contoarele inteligente care urmează să fie instalate în România vor trebui să aibă o serie de funcționalități obligatorii, ca de exemplu.

Contoarele inteligente vor trebui să furnizeze clientului și oricărui terț desemnat

de către consumator citiri din sistem, în vederea gestionării consumului.

Este obligatorie furnizarea directă, printr-o interfață standardizată, către client sau către oricare terț desemnat de acesta, în timp util, a unor citiri precise, ușor de înțeles și de utilizat”.

Stocare de date pe o perioadă „rezonabilă”

Aceste citiri trebuie actualizate cu o frecvență suficientă pentru a permite ca informațiile să fie utilizate în vederea realizării de economii de energie, se precizează în anexa respectivă.

De asemenea, se recomandă ca sistemul de măsurare să fie prevăzut cu capacitatea de a stoca datele privind consumul înregistrat pentru o perioadă de timp rezonabilă, conform prevederilor legale specifice în vigoare, pentru a perminte consultarea și extragerea datelor privind consumul anterior.

La cererea clientului/furnizorului, contra cost, sistemul trebuie să permita o actualizare a datelor de consum la cel puțin 15 minute.

Sistemul trebuie să permită citirea locala și de la distanță a contoarelor de către operator, atât pentru energia produsă, respectiv injectată în rețea, cât și pentru energia consumată din rețeaua de distribuție.

Comunicare bidirecțională

Trebuie să existe o comunicare bidirecțională între sistemul de măsurare inteligentă și rețelele externe de întreținere și control al sistemului de măsurare, astfel încât să se elimine necesitatea deplasării pentru activități operaționale curente, să se poată actualiza de la distanță softul intern al contorului, să se monitorizeze funcționarea contorului, să se culeagă

semnalizările generate de acesta, să se sincronizeze referința de timp și să se actualizeze tarifele (evidența consumurilor).

Sistemul trebuie să permită citiri suficient de frecvențe pentru ca informațiile să fie utilizate la planificarea rețelei și la îmbunătățirea monitorizării activelor rețelei.

Datele înregistrate de contoare trebuie să fie suficiente pentru a se putea, prin analizarea acestora, optimiza funcționarea activelor din sistemele de distribuție și pentru a crește eficiența rețelei. Aceste date permit identificarea rapidă a punctelor în care trebuie intervenit”, se stipulează în documentul citat.

Sistemele de măsurare inteligentă trebuie să cuprindă, la cererea clientului sau

furnizorului, contra cost, structuri tarifare avansate, înregistratoare ale consumului în

funcție de perioadă și un control financiar de la distanță, fară a fi trecute prin sistemul informatic al distribuitorului, pentru respectarea confidențialității.

Se vor putea prelua datele înregistrate în contor, prin interfața standardizată,

transpunerea pe tarife realizandu-se cu aplicația din terminalul clientului (dispozitiv de interfață). Valorizarea tarifelor se face de către furnizor, datele fiind disponibile doar către client. Curba de sarcină poate fi element în constituirea corectă a tarifului valorizat către client.

Control de la distanță

Sistemul va trebui să permită controlul de la distanță al activării și dezactivării alimentării, al debitului și al limitării puterii. Această funcționalitate asigură protecție privind utilizarea rețelei pentru consumatori, permițând limitarea sau ajustarea progresivă a puterii consumate. Ea simplifică procesele de conectare și deconectare, cât si, în funcție de nevoile furnizorului și ale clientului, de gestiune a condițiilor de livrare a energiei în relația cu clientul. De asemenea, ea asigură, în mod automat, gestionarea urgențelor de ordin tehnic care pot afecta rețeaua, cât și limitarea dezechilibrelor în piața de energie electrică”, se spune în anexa proiectului de ordin ANRE.

Protecția datelor și prevenirea fraudelor

Comunicările de date vor trebui să fie securizate. Nivelurile ridicate de securitate și protecție a datelor personale sunt esențiale pentru toate comunicările dintre dispozitivul de măsurare și operator, inclusiv în cazul mesajelor transmise prin intermediul contorului către sau dinspre orice dispozitive sau sisteme de control existente, la domiciliul consumatorului”, se precizează în anexă.

Sistemul trebuie să prevină și să detecteze fraudele, respectiv contoarele trebuie să transmită către aplicația centrală informații legate de accesul neautorizat asupra dispozitivului.

Această funcționalitate are scopul de a asigura securitatea și siguranța în caz de acces neautorizat în sistemul inteligent de măsurare (fie la nivel de contor, fie la nivel de sistem central) și exprimă obligativitatea de a proteja consumatorul, nu doar la tentativa de utilizare neconformă a rețelei, cât și față de frauda informatică. Această funcționalitate impune obligativitatea de a dota contorul cu mecanism de detectare și semnalizare către sistemul central a tentativelor de fraudare a contorului”, se stipulează în document.

Facilități pentru producția „casnică” de energie regenerabilă

Sistemul trebuie să faciliteze măsurarea energiei electrice, separat, atât cantitatea absorbită de către client, cât și cantitatea de energie electrică injectată în rețea de către client. De asemenea, el trebuie să faciliteze măsurarea energiei reactive. Această funcționalitate este

necesară pentru a permite integrarea, fără intervenții suplimentare in retea, a micro-producției locale de energie regenerabilă.

Această funcție trebuie instalată implicit și activată/ dezactivată în conformitate cu dorințele și nevoile consumatorului, cu respectarea prevederilor legale în vigoare.

Funcții opționale, asigurate la cererea clientului:

Contoarele inteligente vor putea să asigure funcția de înregistrare a informațiilor cu privire la căderile de tensiune și la durata acestora. Sistemele IT ar trebui să aibă capacitatea de a extrage aceste informații și a le pune la dispoziția clientului/ furnizorului în cazul reclamațiilor/cererilor de informații legate de standardul de performanță pentru distribuția energiei electrice.

Contoarele inteligente vor putea să permită înregistrarea de informatii cu privire la durata depășirii limitelor de tensiune acceptate (înregistrarea orei la care a avut loc depășirea și a orei la care s-a revenit la valoarea acceptată). Sistemele IT ar trebui să aibă capacitatea de a extrage aceste informații și a le pune la dispoziția clientului/furnizorului în cazul reclamațiilor/cereri de informații, legate de standardul de performanță pentru distribuția energiei electrice.

Datele înregistrate de contoarele inteligente vor putea contribui la gestionarea pierderilor tehnice și non-tehnice. Această funcționalitate este necesară deoarece unul dintre beneficiile principale ale introducerii contorizării inteligente este reducerea pierderilor tehnice, dar în special a celor non-tehnice. Contoarele de balanță sunt componente necesare pentru implementarea acestei funcționalități.

Sistemul inteligent de măsurare va putea să facă posibilă comunicarea cu aparatele de uz casnic care permit acest lucru, inclusiv cu alte contoare. Modulul de comunicație trebuie să se bazeze pe standardele și protocoalele utilizate în general, iar contorul ar trebui să ofere posibilitatea de setare a programului intern fără a se interveni în modulul de măsurare și în memoria de stocare a datelor.

Aplicația centrală a sistemului va putea să stocheze datele contorizate cel puțin pentru perioada relevanță pentru facturare, reclamații sau recuperare a eventualelor datorii.

Datele memorate în contor vor putea fi disponibile pentru o durată suficient de lungă care să permită recuperarea acestora în condiții de siguranță în cazul în care nu se reușește accesarea contorului de la distanță în vederea colectării datelor (ex. ciclul curent de facturare).

Datele stocate în contor trebuie să respecte prevederile legale în vigoare referitoare la securitatea datelor cu caracter personal.

5.3.3.4. Aplicarea legislației privind protecția datelor în prelucrarea datelor

colectate prin intermediul contoarelor inteligente

Atunci când informațiile generate și difuzate de un contor inteligent cuprind date cu

caracter personal, se aplică prevederile Directivei 95/46/CE referitoare la prelucrările datelor respective.

Din informațiile generale disponibile cu privire la utilizarea contoarelor inteligente, s-a stabilit că pot fi prelucrate următoarele tipuri de date:

numărul unic de identificare a contorului inteligent și/sau numărul unic de

referință al proprietății (chiar și în absența acestor identificatori, contorul ar

putea fi identificat, de asemenea, prin graficul său unic de încărcare cu energie);

date referitoare la configurația contorului inteligent;

o descriere a mesajului care urmează să fie transmis, de exemplu dacă este

vorba despre o citire a contoarelor sau un avertisment;

ștampila cu data și ora;

conținutul mesajului.

Mesajul poate include următoarele informații:

citirea indexului contorului. Poate fi vorba despre o citire unică sau o serie de

citiri pentru un tarif mai complex;

informații privind nivelul rețelei, precum tensiune, pene de curent și calitatea

energiei electrice;

grafice de încărcare cu diverse detalii.

Datele pot fi trimise la operator în timp real sau stocate în contor. Cu toate acestea, în ambele cazuri, în temeiul Directivei privind protecția datelor, se consideră că datele au fost colectate de către operator.

Această listă este departe de a fi exhaustivă, constatandu-se totodata că utilizarea contoarelor inteligente – și, prin extensie, crearea oricăror altor rețele și dispozitive inteligente – implică prelucrarea datelor cu caracter personal astfel cum sunt definite în articolul 2 din Directiva 95/46/CE. În plus, cantitatea tot mai mare de date cu caracter personal care sunt prelucrate, posibilitatea gestionării la distanță a conexiunii și posibilitatea creării unui profil al consumului de energie în baza citirii detaliate a contorului conduce la sporirea importanței acordate drepturilor fundamentale ale persoanelor fizice cu privire la viața privată.

Concluzia că prin folosirea contoarelor inteligente sunt prelucrate date personale este justificata astfel:

Generarea datelor enumerate prin intermediul contoarelor inteligente este, în

majoritatea cazurilor, asociată cu identificatori unici, precum numărul de identificare a contorului. Pentru consumatorii casnici de energie electrică, acest identificator este legat de individul care deține contul respectiv. Cu alte cuvinte, dispozitivul permite individului să se diferențieze de ceilalți consumatori.

Informațiile colectate în cadrul unui serviciu de contorizare inteligentă se referă la

profilul unui consumator de energie în contextul consumului acestuia de energie și sunt folosite în luarea deciziilor care îl privesc pe individul respectiv în mod direct. În mod evident, o astfel de decizie ar avea drept scop determinarea nivelului cheltuielilor pentru furnizarea de energie, dar nu se limitează la scopuri de facturare.

Punct de vedere menționat anterior este confirmat, de asemenea, dacă se ține cont

de avantajele implementării contoarelor inteligente promovate la scară largă, precum reducerea consumului global de energie în statele membre. Un astfel de obiectiv poate fi atins doar prin reducerea consumului de energie de către consumatorii individuali și, potrivit furnizorilor și rețelelor de energie, realizarea acestui obiectiv depinde, în mare măsură, de colectarea unor cantități mari de informații despre comportamentul consumatorilor respectivi.

5.3.3.5. Legalitatea prelucrării și motive/scopuri legitime de prelucrare

Dacă s-a stabilit că o persoană juridică este considerată operator de date, atunci este

important ca să se prevadă cerințele juridice care vizează operatorul. În conformitate cu

articolul 6 din directiva UE menționată, datele cu caracter personal trebuie prelucrate în mod corect și legal. Natura exactă a scopurilor privind prelucrarea datelor cu caracter personal

stocate sau transmise de un contor inteligent trebuie clarificată sau definită în mod corespunzător. În acest sens, scopurile motivelor legitime trebuie să fie stabilite înainte de formularea solicitărilor de prelucrare a datelor din baza de date. Fiecare scop separat trebuie să fie, în sine, legitim și nu trebuie să servească pentru legitimizarea ulterioară a unui alt scop.

În mod specific, datele cu caracter personal nu pot fi reprelucrate în alte scopuri care sunt incompatibile cu scopul pentru care au fost colectate inițial.

Se consideră că operatorii beneficiază de cinci motive posibile pentru prelucrarea datelor furnizate de contoarele inteligente, și anume:

Consimțământ

Multe dintre scopurile în care pot fi utilizate datele cu caracter personal pot avea drept scop îmbunătățirea serviciilor oferite persoanei vizate, cum ar fi tarifele în funcție de oră sau consilierea energetică. Dacă o persoană vizată a acceptat un astfel de serviciu, este posibil ca furnizorul de servicii – un furnizor sau o parte terță – să poată obține consimțământul persoanei vizate pentru prelucrarea datelor cu caracter personal.

Invocarea consimțământului de catre operatori implică luarea în considerare a faptului că un consimțământ este valid doar atunci când persoana vizată a luat o decizie în deplină cunoștință de cauză. Operatorul nu poate utiliza consimțământul persoanei vizate ca motiv pentru prelucrarea datelor cu caracter personal decât dacă persoana în cauză a primit suficiente informații referitoare la prelucrarea datelor sale cu caracter personal și dacă aceasta ia o decizie în mod real. În special, în cazul în care există un număr de funcționalități diferite, atunci consimțământul trebuie să fie suficient de detaliat pentru a reflecta scopurile multiple.

Acesta nu trebuie să fie utilizat pentru a justifica scopuri care pot fi divergente și independente.

Operatorul trebuie sa să dezvolte mijloace eficiente și practice prin care persoanele vizate să își poată exprima consimțământul. Consimțământul trebuie acordat în mod voluntar, prin urmare, trebuie să poată fi revocat pentru ca metodele de obținere a consimțământului să fie integrate în capacitatea persoanei vizate de a se răzgândi fără probleme. O soluție posibilă ar putea consta în proiectarea unui panou de control al gospodăriei care să includă un buton de acordare a consimțământului. Disponibilitatea acestui tip de funcționalitate ar depinde de complexitatea proiectului privind contorul și panoul de control pentru a se asigura că procesul de acordare a consimțământului rămâne valabil.

Contractul

Prelucrarea poate fi, de asemenea, necesară pentru executarea unui contract la care

persoana vizată este parte semnatară sau pentru a lua măsuri la solicitarea persoanei vizate înainte de încheierea unui contract. Acest temei juridic poate fi utilizat pentru a justifica prelucrarea datelor cu caracter personal în scopul facturării deoarece, în lipsa unei facturi complete și exacte, contractul de furnizare a energiei electrice nu poate fi executat.

În ceea ce privește facturarea, trebuie avut în vedere elementul de necesitate al

acestei condiții. Dacă prelucrarea are loc în vederea executării unui contract care prevede doar

furnizarea de energie și plata trimestrială/lunară, atunci nu este necesară o citire mai frecventă

în vederea îndeplinirii contractului respectiv.

Contractul ar trebui să includă dispoziții juridice valide pentru citirea mai frecventă,

sau furnizorul ar trebui să se bazeze pe un alt temei juridic pentru citiri mai frecvente.

Îndeplinirea unei sarcini realizate în interesul public sau în exercițiul unei

autorități oficiale

În unele state UE, operatorul rețelei de energie electrică este responsabil pentru funcționarea rețelei fizice, dar și pentru reducerea consumului global de energie electrică. Consumul de energie se referă atât la consumul global de energie electrică, cât și la consumul în timpul orelor de vârf. Aceste sarcini sunt efectuate în interesul public și legitimează instalarea contoarelor inteligente.

Obligații juridice

În unele state UE, operatorul de rețea este obligat să instaleze și să colecteze date prin

intermediul contoarelor inteligente pentru fiecare instalație nouă.

Interese legitime

În conformitate cu articolul 7 litera (f) din Directiva 95/46/CE, prelucrarea poate fi legală dacă aceasta este necesară în scopul intereselor legitime urmărite de operator sau de una sau mai multe părți terțe cărora le sunt divulgate datele cu caracter personal, cu excepția cazului în care aceste interese sunt mai puțin importante decât interesele sau drepturile fundamentale ale persoanei vizate.

Reținerea acestui temei juridic depinde de acordarea importanței cuvenite intereselor și drepturilor persoanelor vizate. Interesele legitime ale operatorului și ale societății ca întreg sunt deservite prin îmbunătățirea eficienței în ceea ce privește furnizarea și consumul de energie și acest lucru poate fi obținut prin colectarea datelor cu caracter personal de către contoarele inteligente. Condiția imperativă de reducere a consumului de energie, deși poate fi un obiectiv politic sensibil pentru publicul larg, nu anulează întotdeauna drepturile și interesele persoanelor vizate. Includerea măsurilor practice, cum ar fi evaluarea tehnologiilor de protecție a vieții private și evaluarea impactului asupra vieții private, cu scopul de a spori securitatea și confidențialitatea datelor prelucrate de contoarele inteligente, va face posibil ca această condiție de prelucrare să fie disponibilă pentru operatori.

Acest aspect este foarte important în cazul în care prelucrarea datelor în interesul legitim al operatorului este invazivă în mod inerent și disproporționat sau în cazul în care efectul prelucrării poate prejudicia în mod necuvenit persoana vizată. Exemplele pot include crearea de profiluri detaliate ale persoanelor vizate care, în realitate, nu sunt necesare pentru atingerea scopului, transmiterea informațiilor respective către terți fără cunoștința sau acordul persoanei vizate sau utilizarea datelor cu caracter personal pentru a lua decizii referitoare la deconectarea la distanță fără a acorda atenția cuvenită protecției datelor individuale sau altor drepturi.

În anumite state membre UE există posibilitatea ca unele persoane fizice să se opună instalării de contoare inteligente și în astfel de cazuri, opțiunile persoanelor vizate sunt mai importante decât oricare alte interese.

5.3.3.6. Alte aspecte privind respectarea legate de contorizarea inteligentă

Luarea în considerare a vieții private începând din momentul conceperii

Serviciile și tehnologiile care se bazează pe prelucrarea datelor cu caracter personal ar trebui proiectate din start astfel încât să respecte viața privată. În acest sens, punerea în

aplicare a contorizării inteligente ar trebui să respecte din start viața privată, nu doar în ceea ce privește măsurile de securitate, ci și reducerea la minimum a cantității de date cu caracter personal prelucrate. Anumite state membre UE au adoptat planuri de punere în aplicare care

solicită o evaluare a impactului asupra vieții private, abordare recomandată de grupul de lucru.

Contoarele inteligente testate în prezent în anumite state membre colectează diferite

citiri, în funcție de tipul contractului pentru care a optat clientul. De exemplu, dacă clientul a semnat un contract simplu în care plătește aceeași sumă pentru electricitate pe parcursul zilei, contorul va colecta o singură citire pe zi. În schimb, dacă clientul a semnat un contract care prevede diverse tarife în funcție de oră, contorul va colecta zece citiri diferite pe zi. La nivelul cel mai simplist, luarea în considerare a vieții private începând din momentul conceperii asigură că citirile contorului sunt transmise doar atunci când acest lucru este necesar pentru

operarea sistemului sau pentru furnizarea unui serviciu către clientul care a acceptat serviciul respectiv.

De exemplu, un tip de contor utilizat în prezent colectează citiri în timp real ale consumului la intervale de 10 până la 60 de minute în scopul creării unui grafic al cantității. Frecvența poate fi ajustată la distanță prin intermediul operatorului rețelei electrice. Acest grafic al cantității este stocat în interiorul contorului, cu un istoric la fiecare 2 luni, și este colectat de către operatorul rețelei electrice atunci când este necesar. Prin adoptarea abordării privind proiectarea cu respectarea vieții private, acest model poate fi ajustat pentru a colecta și stoca graficele cantității doar la cerere.

Specificațiile tehnice ale rețelei ar trebui să asigure, de asemenea, că datele colectate rămân în cadrul rețelei casnice, cu excepția cazului în care acestea sunt transmise în altă parte, atunci când este necesar, sau dacă persoana vizată autorizează transmiterea.

De asemenea, sistemul ar trebui proiectat pentru a se asigura că, în momentul transmiterii datelor cu caracter personal, elementele de date care nu sunt necesare pentru a îndeplini scopul transmisiei sunt filtrate sau eliminate. Scopul general ar trebui să fie prelucrarea și transmiterea unor cantități minime de date. Grupul de lucru recomandă, de asemenea, ca sistemele să fie proiectate astfel încât să permită accesul la datele cu caracter personal doar în măsura în care acest lucru este necesar pentru îndeplinirea rolului jucat de către operator. Toate părțile care accesează datele cu caracter personal ar trebui verificate ca destinatari adecvați și competenți ai datelor cu caracter personal și ar trebui să poată accesa doar datele cu caracter personal necesare pentru a-și îndeplini rolul. Acestea nu ar trebui să aibă acces la datele cu caracter personal din afara sferei lor de acțiune.

Păstrarea datelor cu caracter personal

Înainte de apariția contoarelor inteligente, industria energetică a dezvoltat practici de

păstrare a datelor cu caracter personal pentru un număr limitat de scopuri, cum ar fi, de exemplu, facturarea. Mediul de contorizare inteligentă prezintă noi provocări.

Având în vedere că vor fi prelucrate cantități mult mai mari de date, politicile și practicile de păstrare a acestora vor trebui stabilite pentru scopurile noi și reexaminate pentru scopurile existente. Pentru a se asigura păstrarea datelor doar pentru perioada necesară atingerii unui scop specific și legal, trebuie să existe o înțelegere mai clară a scopurilor privind prelucrarea. Acest lucru va permite, în schimb, operatorilor să demonstreze că datele cu caracter personal sunt păstrate doar atât cât este necesar. De exemplu, un scop menționat frecvent este că datele colectate de un contor ar permite furnizarea de consiliere în ceea ce privește eficiența energetică. În anumite cazuri, acest tip de serviciu poate include furnizarea de comparații anuale și s-a sugerat faptul că treisprezece luni ar reprezenta o perioadă de timp

potrivită pentru păstrarea datelor cu caracter personal în vederea îndeplinirii acestui scop. Cu toate acestea, o perioadă atât de lungă de păstrare a datelor ar fi acceptabilă doar dacă

persoana vizată consideră că poate beneficia de pe urma acestei scheme. Pentru furnizarea altor tipuri de servicii ar trebui solicitată o perioadă de păstrare mai mică.

De asemenea, nu poate fi exclus faptul că clienții pot păstra mare parte din aceste date în contor sau în dispozitivul comparabil de schimb de informații (altul decât cel solicitat în scopul facturării). Astfel, persoană vizată are posibilitatea să ia propriile decizii cu privire la păstrarea datelor. În acest caz, se recomandă clienților să primească un sistem de semnale sau notificări utile pentru a le oferi asistență în gestionarea gospodăriei.

Prelucrarea datelor cu caracter personal de către părți terțe

Este posibil să existe o implicare semnificativă a părților terțe/societăților de servicii

energetice (ESCO) în furnizarea și susținerea punerii în aplicare a contorizării inteligente, dar

acest lucru necesită o atenție specială.

Influența și implicarea părților terțe variază de la un stat membru la altul, însă este clar faptul că, la cel mai invaziv nivel de punere în aplicare, contorizarea inteligentă poate avea drept rezultat comercializarea profilurilor energetice în interesul părților care doresc să comercializeze servicii energetice.

Tehnicile sugerate în sprijinul respectării includ stabilirea unui centru de informații și

Comunicații care acționează drept canal pentru toate părțile implicate care doresc să acceseze datele clienților; un cod pe care trebuie să îl semneze toate părțile; și o cartă/tratat care ar acoperi întreaga industrie. Cu cât prelucrarea este mai invazivă, cu atât mai riguroase trebuie să fie garanțiile.

La baza celor menționate ar trebui să se afle acordul clientului, sectorul industrial asigurându-se că persoanele vizate se află în poziția de a-și da acordul în cunoștință de cauză.

Este inacceptabil ca părțile terțe să prelucreze informații detaliate referitoare la consumul energetic al unei persoane vizate fără ca aceasta să fie informată și să își de acordul.

Securitate

Ca parte a procesului de proiectare cu respectarea vieții private, evaluarea riscurilor în

materie de securitate și viață privată va identifica riscurile potențiale referitoare la securitatea datelor. Având în vedere perspectivele noi și ample vizate de rețeaua inteligentă și tehnologiile sale asociate, sarcina anticipării cerințelor în materie de securitate constituie o provocare.

Securitatea ar trebui proiectată în stadiul incipient mai degrabă ca parte a arhitecturii rețelei decât să fie adăugată într-o etapă ulterioară. Pentru ca persoanele vizate să aibă încredere că datele lor cu caracter personal sunt prelucrate în siguranță și că dreptul lor fundamental la viață privată este protejat, trebuie puse în practică în mod corespunzător garanții consolidate în materie de securitate. Garanțiile ar trebui să se aplice pentru întregul proces, inclusiv elementele interne ale rețelei, transmiterea datelor cu caracter personal de-a lungul rețelei și stocarea și prelucrarea acestor date de către furnizori, rețele și alți operatori.

Contoarele inteligente vor avea o durată de viață lungă și recomandă, prin urmare, ca garanțiile să fie actualizate și îmbunătățite în timp, precum și să fie supuse reexaminării și testării în mod periodic.

Având în vedere cantitatea tot mai mare de date cu caracter personal prelucrate, este clar că și riscurile privind confidențialitatea datelor cresc direct proporțional cu această cantitate. Garanțiile tehnice și organizaționale trebuie să acopere cel puțin următoarele domenii:

prevenirea divulgărilor neautorizate a unor date cu caracter personal;

păstrarea integrității datelor pentru a preveni modificarea neautorizată;

autentificarea eficientă a identității destinatarilor de date cu caracter personal;

evitarea întreruperii serviciilor importante din cauza atacurilor la adresa

securității datelor cu caracter personal;

facilitarea desfășurării de controale corespunzătoare privind stocarea datelor

cu caracter personal stocate sau transmise dintr-un contor;

controale corespunzătoare referitoare la acces și perioadele de păstrare;

agregarea datelor ori de câte ori nu se solicită date la nivel individual.

Drepturi individuale care includ furnizarea de informații persoanelor vizate

Punerea în aplicare a contoarelor inteligente va da naștere unor operațiuni complexe și

noi de prelucrare a datelor cu caracter personal. Majoritatea persoanelor vizate nu vor fi

conștiente de natura acestor operațiuni și de impactul potențial al acestora asupra vieții lor private. În mod cert, dacă persoanele vizate nu sunt conștiente de prelucrarea datelor cu caracter personal, atunci este imposibil ca acestea să ia decizii informate în acest sens. Obligația de a informa persoanele vizate în legătură cu prelucrarea datelor lor cu caracter personal este unul dintre principiile fundamentale ale Directivei privind protecția datelor. Operatorul trebuie să pună la dispoziția persoanei vizate următoarele informații:

– identitatea operatorului și, după caz, a reprezentantului acestuia;

– scopul prelucrării;

– orice informație ulterioară relevantă care îndreptățește prelucrarea, printre care

– identitatea destinatarilor datelor cu caracter personal, existența drepturilor

privind accesul și rectificarea.

Operatorul responsabil de instalarea și întreținerea contorului ar trebui să precizeze

persoanelor vizate ce informații sunt colectate din contor și în ce scopuri urmează să

fie utilizate acestea.

În măsura în care în prelucrarea datelor cu caracter personal sunt implicate părți terțe

în scopul furnizării de servicii către persoanele vizate, ar trebui să fie informate și acestea din urmă. În anumite circumstanțe, poate fi oportună autorizarea verificării independente sau monitorizarea accesului terților la datele cu caracter personal și a utilizării acestora pentru a se asigura că persoanele vizate nu sunt induse în eroare.

Drepturile persoanei vizate

Operatorii trebuie să respecte drepturile persoanelor vizate de a accesa și, după caz, de

a corecta sau șterge informațiile deținute în legătură cu acestea. În mod clar, faptul că o parte integrală din proiectul privind contorizarea inteligentă constă în instalarea unei „rețele domestice” (în care clientul poate obține informații imediat din contorul inteligent cu privire la modelele de utilizare și tarife) înseamnă că există posibilitatea ca persoanele vizate să își poată exercita drepturile cu ușurință prin utilizarea instrumentelor care permit accesul direct la date.

Cu toate acestea, o parte din tehnologie poate să nu faciliteze accesul persoanei vizate

la datele sale. De exemplu, unul dintre contoarele testate în prezent în anumite state membre beneficiază doar de un ecran mic pentru afișarea textului. Acesta nu va permite clientului să acceseze informațiile transmise deja de contor și nici graficele de afișaj, cum ar fi graficele cantităților (care sunt stocate în interiorul contorului). Prin urmare, acest afișaj nu pare a fi suficient pentru a fi utilizat în cazul în care persoana vizată solicită accesul la propriile date.

Prelucrarea datelor în scopul prevenirii și investigării infracțiunilor

Directiva privind protecția datelor reglementează prelucrarea datelor cu caracter

personal atunci când prelucrarea este excesivă în raport cu scopul. Este clar faptul că

imaginea detaliată obținută de contoarele inteligente care informează furnizorii în

legătură cu obiceiurile de utilizare a energiei poate permite identificarea activităților

suspecte și, în anumite cazuri, ilegale. Deși există o astfel de posibilitate, aceasta nu autorizează în mod automat prelucrarea la scară largă a datelor în acest scop. Este în special important să se remarce faptul că, în măsura în care datele cu caracter personal fac referire la comiterea de presupuse infracțiuni, datele respective cu caracter personal ar fi clasificate ca

fiind sensibile, prin urmare, operatorul nu poate prelucra astfel de date, cu excepția cazului în care se aplică articolul 8 alineatul (5) din directivă.

6. CONTRIBUȚII PRIVIND REALIZAREA UNOR ECHIPAMENTE

ROMÂNESTI DESTINATE MONITORIZĂRII ȘI CONTROLULUI

PARAMETRILOR DE CALITATE A ENERGIEI ELECTRICE,

RESPECTIV OPTIMIZĂRII CONSUMULUI DE ENERGIE ELECTRICĂ

6.1. Introducere

Așa cum am menționat în capitolele anterioare ale prezentei lucrări optimizarea consumului de energie electrică este absolut necesară, indiferent că este vorba de consumatori casnici sau industriali. Soluția cea mai modernă pentru controlul și optimizarea consumului de energie electrică constă în utilizarea rețelelor inteligente care implementează politicile de eficiență energetică pe parcursul întregului lanț, de la generare la utilizatori. Eficiența energetică se referă, în contextul rețelelor inteligente, la reducerea pierderilor în liniile de transport și distribuție, controlul eficient al calității energiei electrice, dar și la reducerea consumului utilizatorilor. Pentru o cât mai bună eficiență energetică utilizatorii trebuie să aibă o funcționare controlabilă și eficientă.

Echipamentele conectate în prezent la rețea și deficiențele din funcționarea rețelelor electrice au ca rezultat un confort scăzut al utilizatorului, reducerea duratei de viață a echipamentelor și risipa de energie. De aceea, consumatorii nu mai pot fi tratați ca entități separate de sistemele inteligente de control care le reglează funcționarea. Un utilizator inteligent va trebui să aibă, pe lângă echipamente eficiente din punct de vedere energetic și sistemele de control și automatizare necesare pentru realizarea unei programări eficiente a funcționării și coordonarea consumatorului în raport cu rețeaua din care face parte.

Calitatea energiei electrice vehiculată prin rețelele electrice de transport și distribuție influențează regimurile de funcționare ale acestora, cu implicații tehnico-economice directe asupra consumului de energie electrică și asupra siguranței în funcționare a SEN. Optimizarea funcționării instalațiilor electrice se realizează printr-o bună supraveghere a proceselor și o bună gestionare a energiei electrice, doi factori care depind de calitatea acesteia.

Informațiile asupra calității energiei electrice sunt strategice pentru companiile de electricitate și pentru utilizatorii finali, mai ales în condițiile liberalizării pieței de energie, acestea furnizând elementele necesare pentru asigurarea competitivității companiilor respective și satisfacerea cerințelor consumatorilor. Sistemele de măsurare a calității energiei electrice cu aparate portabile (pe termen limitat) sau aparate fixe (supraveghere permanentă) facilitează obținerea și prelucrarea acestor informații, precum și diagnosticarea instalațiilor.

Cunoașterea situației din nodurile rețelei de transport precum și a surselor perturbatoare necesită un sistem complex de măsură și control, care se bazează pe folosirea echipamentelor de achiziție și prelucrare specifice.

Adoptarea în România a normelor internaționale privind indicatorii de calitate a energiei electrice și includerea acestora în contractele economice privind serviciile de

producere/transport/ distribuție/ furnizare a energiei electrice necesită un management specific, bazat pe utilizarea :

– echipamentelor specifice de măsură/monitorizare on-line, a căror calitate a fost

certificată după proceduri unice la nivel național;

– procedurilor/normativelor unice la nivel național privind achiziția și prelucrarea

datelor măsurate, evaluarea indicatorilor de calitate a energiei și raportarea

rezultatelor;

– programelor software specializate pentru prelucrarea datelor și raportarea

rezultatelor, în baza procedurilor/normativelor menționate, la nivel local și respectiv

la nivel centralizat.

Pentru realizarea obiectivelor menționate în România s-au importat mai multe tipuri de echipamente ca de exemplu analizoare de tip: Power Logic ION 7650, producător Schneider Electric, Canada; Power Logic ION 8800, producător Schneider Electric, Canada; PQI-DA, producător A. Eberle, Germania; Informa PMD-A, producător Qualitrol, Irlanda; etc.

Utilizarea echipamentelor menționate a ridicat mai multe probleme importante dintre care se menționează:

1 – Prețul de achiziție relativ ridicat;

2 – Dificultatea de integrare într-un sistem unitar, datorită diversitații și particilarităților de concepție a lor, hardware și software;

3 – Dificultatea de sincronizare cu precizie a datelor măsurate și înregistrate;

4 – Dificultate în realizarea mentenanței hardware și software de către un singur prestator de servicii

5 – Imposibilitatea comunicației bidirecționale;

6 – Imposibilitatea upgradării acestora în vederea realizării rețelelor inteligente de monitorizare și control, etc.

Toate acestea au determinat luarea deciziei de cercetare în vederea asimilării în țară a unor echipamente analizoare de rețea care să satisfacă cerințelor standardelor internaționale în vigoare și care să fie avangarda/precursoare pentru realizarea în țară a contoarelor inteligente

În cele ce urmează se prezintă specificația tehnică elaborată de doctorand, ca document care poate sta la baza realizării sau achiziționării de echipamente destinate monitorizării on-line și controlului parametrilor de calitate a energiei electrice, respectiv optimizării consumului de energie electrică. De asemenea se prezintă rezultatele doctorandului, împreună cu colectivul de specialiști (electroniști, automatiști și IT) de la Nova Industrial pentru realizarea în România a unor echipamente performante destinate măsurării și monitorizării on-line a parametrilor de consum a energiei electrice și respectiv a indicatorilor care definesc calitatea energiei electrice produse/transportate/ distribuite/furnizate în conformitate cu cerințele standardelor naționale și internaționale, respectiv al realizărilor recente în domeniupe plan internațional.

6.2. Specificație tehnică pentru echipamente destinate monitorizării on-line și

controlul parametrilor de calitate a energiei electrice, respectiv optimizării

consumului de energie electrică

6.2.1. Obiective

Specificația tehnică definește cerințele și performanțele pe care trebuie să le îndeplinească un echipament de monitorizare on-line și de măsurare a energiei electrice,

respectiv de înregistrare și analiză a mărimilor electrice caracteristice energiei electrice transportate/ distribuite/ sau livrate consumatorilor finali (industriali/casnici).

Echipamentul trebuie să măsoare energia electrică și să înregistreze mărimile caracteristice ale tensiunii, conform standardului IEC EN 50160, analizând toți parametrii electrici ai rețelei și detectând fenomenele tranzitorii și perturbațiile prezentate (ca de

exemplu, goluri de tensiune, dezechilibre, licărire/flicker, armonici, etc.), în conformitate cu standardul IEC EN 61000-4-30.

Conform cerințelor ANRE un echipament de monitorizare trebuie să permită, minimum, înregistrarea și analizarea următoarelor mărimi referitoare la curent și la tensiune: valoarea efectivă a curentului, valoarea efectivă a tensiunii, frecvența, factorul de putere, întreruperile tranzitorii, întreruperile scurte și lungi, golurile de tensiune, supratensiunile

temporare de frecvență industrială (50 Hz) între faze și pamânt sau între faze, fenomenul de fliker, variațiile rapide și lente de tensiune, armonicele, interarmonicele, factorul de distorsiune armonica, nesimetria sistemului trifazat de tensiuni.

Astfel de echipamente sunt destinate aplicațiilor care necestă măsurători în clasa A în conformitate cu standardul IEC EN 61000-4-30: clasa A, în special, este cerută atunci când sunt necesare măsuri precise, pentru aplicații contractuale, verificări ale conformității cu normele, clarificarea controverselor, etc.

Echipamentele care fac obiectul prezentei specificații trebuie să fie de tip portabil sau staționar, ușor de utilizat (chiar și de către personalul nespecializat pentru măsuri de laborator) și să poată fi transportate în mijloace auto ușoare .

Acestea sunt prevăzute spre a fi utilizate în instalațiile electrice de distribuție de joasă medie și înaltă tensiune. Prin urmare sunt instalate în rețeaua electrică de distribuție publică de JT la 230/400 V, sau pe partea de JT a instalațiilor conectate la rețeaua MT sau IT, pentru înregistrarea și documentarea valorilor de tensiune și de curent și pentru efectuarea analizelor de ,,calitate a energiei” la furnizarea energiei electrice către diverși Clienți, conform standardul IEC EN 50160.

Utilizarea echipamentelor mobile de monitorizare necesită, în general, următoarea secvență de operațiuni de efectuat pentru operator:

instalarea aparatului în instalație;

activarea înregistrării;

oprirea înregistrării;

îndepărtarea aparatului din instalație;

transferarea datelor pe PC (chiar și cu instrumental legat la senzorii câmpului în

modalitatea ,,real time”);

resetarea datelor (eventual).

6.2.2. Documente de referință

Această specificație tehnică are la bază următoarele standarde sau documente tehnice normative:

1. ANRE 15.1.220.0.01.04/06/99 – Regulament de măsurare a cantităților de energie

electrică tranzacționate pe piața angro;

2. ANRE 51.1.112.0.01.07/04/00 – Codul Tehnic al Rețelei Electrice de Transport;

3. ANRE 101/06/06/00 – Codul Tehnic al Rețelelor Electrice de Distribuție;

4. SR EN/CEI 62053-11:2004 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice

(c.a.) Prescripții particulare Partea 11: Echipament pentru măsurare;

5. SR EN/CEI 62053-22:2004 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice

(c.a.) Prescripții particulare Partea 22: Contoare statice pentru energie activă

(clase 0,2S si 0,5S);

6. SR EN/CEI 62053-21:2004 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice

(c.a.) Prescripții particulare Partea 22: Contoare statice pentru energie activă

(clase 1 și 2);

7. SR EN/CEI 62053-23:2004 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice

(c.a.) Prescripții particulare Partea 22: Contoare statice pentru energie reactivă

(clasele 2 și 3);

8. SR EN 60870-2-1:2001 Echipamente și sisteme de teleconducere. Partea a 2 – a:

Condiții de funcționare Secțiunea 1: Alimentare și compatibilitate

electromagnetică;

9. SR EN/CEI 60870-4:1994 Echipamente și sisteme de teleconducere. Partea a

4 – a: Prescripții referitoare la performanțe;

10. SR EN/CEI 60870-5-x (Secțiunea 1; 2; 3; 4; 5; 101; 102; 103) Echipamente

și sisteme de teleconducere. Partea a 5 – a. Protocoale de transmisie;

11. SR EN/CEI 62056-21:2003 Echipamente de măsurare a energiei electrice.

Schimb de date pentru citirea contoarelor, controlul tarifului și al sarcinii.

Partea 21: Schimb direct de date locale;

12. SR EN/CEI 50160:2003 – Caracteristicile tensiunii furnizate de rețelele

publice de distribuție;

13. SR EN 62052-21:2005 Echipament pentru măsurarea energiei electrice (c.a.).

Prescripții generale, încercări și condiții de încercare. Partea 21: Echipament

pentru tarifare și controlul sarcinii;

14. SR EN 62054-21:2005 Echipament pentru măsurarea energiei electrice (c.a.).

Tarifare și controlul sarcinii. Partea 21: Prescripții particulare pentru

programatoare;

15. SR EN 62054-61:2004 Echipamente de măsurare a energiei electrice.

Schimb de date pentru citirea contoarelor, controlul tarifului și al sarcinii.

Partea 61: Sisteme de Identificare Obiect (OBIS);

16. SR EN 60687/:2001. Contoare statice pentru energie activă. De curent

alternativ (clasele 0,2 S si 0,5. S);

17. SR EN 61036 :2001 Contoare statice de energie activă pentru curent

alternativ (Clasele 1 și 2);

18. SR EN 50160-. Caracteristicile tensiunii în rețelele de distribuție publice;

19. IEC 61010-1 Safety requirements for electrical equipment for measurement,

control, and laboratory use – Part 1: General requirements;

20. IEC 61010-031 Safety Requirements for Electrical Equipment for

Measurement, Control and Laboratory Use: Safety requirements for hand-held

probe assemblies for electrical measurement and test;

21. IEC EN 61010-2-032 Safety requirements for electrical equipment for

measurement, control and laboratory use : Particular requirements for hand

held and hand-manipulated current sensors for electrical test and measurement;

22. CEI EN 61187 Electrical and electronic measuring equipment – Documentation;

23. IEC 60529 Degrees of protection provided by enclosures (IP Code);

24. CEI EN 61558 "Safety of power transformers, power supplies, reactors and

similar products – Part 1: General requirements and tests";

25. CEI EN 61000-4-7 Electromagnetic compatibility (EMC) : Testing and

measurement techniques – General guide on harmonics and interharmonics

measurements and instrumentation, for power supply systems and equipment

connected thereto;

25. CEI EN 61000-6-2 Electromagnetic compatibility (EMC): Generic standards –

Immunity for industrial environments;

26. CEI EN 61000-6-3 Electromagnetic compatibility (EMC): Generic standards –

Emission standard for residential, commercial and light-industrial environments

27. CEI EN 61326-1 Electrical equipment for measurement, control and laboratory;

use – EMC requirements – Part 1: General requirements;

28. Directiva 2002/95/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 27 ianuarie

2003 privind restricțiile de utilizare a anumitor substanțe periculoase în

echipamentele electrice și electronice;

29. Directiva 2002/96/CE a ParlamentuluI European și a Consiliului din 27 ianuarie

2003 privind deșeurile de echipamente electrice și electronice (DEEE Directiva

2003/108/CE a ParlamentuluI European și a Consiliului din 8 Decembrie 2003

care amendează Directiva 2002/96/CE privind deșeurile de echipamente electrice

și electronice (DEEE);

30. NML 1-09-97 “Ceasornice-programatoare cu cuarț pentru contoare de energie

electrica”;

31. NML 020-05 “Ceasornic programatoare pentru contoare de energie electrică”;

32. NML 5-02-97 Norma de Metrologie Legală; “Contoare de enegie electrică activă”;

33. NML 005-05 Norma de Metrologie Legală “Contoare de energie electrică activă”;

34. NML 027-05 Norma de Metrologie Legală “Contoare de energie electrică reactivă;

35. P133-00 Procedura de încercare/ etalonare / verificare metrologică “Contoare

statice de energie electrică reactivă”;

36. SR EN/CEI 61358:2003 Inspecție de recepție a contoarelor statice pentru energie

activă de curent alternativ cu conectare directă (clase 1 și 2);

37. SR EN/CEI 62059-41:2006 Echipamente pentru măsurarea energiei electrice.

Dependabilitate. Partea 41: Previziuni de fiabilitate;

38. SR EN/CEI 60695:2004-Incercări privind riscurile de foc. Încercări cu fir

incandescent încălzitor. Metoda de încercare de inflamabilitate pentru produse ;

39. H.G. 1660:2005 privind aprobarea unor instrucțiuni de metrologie legală;

40. H.G. 264:2006 privind stabilirea condițiilor de introducere pe piața și de punere în

Funcțiune a mijloacelor de măsurare.

6.2.3. Performanțe tehnice impuse

6.2.3.1 Condiții de mediu

Condițiile de exploatare sunt:

Gama de temperaturi: -20 °C……+55 °C;

Gama limită de funcționare: -25 °C……+60 °C;

Temperatura de transport și depozitare: -25 °C……+70 °C;

Umiditate relativă maximă: 90 %;

Grad de poluare: 2, conform normelor CEI EN 61010-1 (mediu expus la soluții

saline și cu atmosferă industrială ce conține pulberi).

6.2.3.2. Caracteristici generale

6.2.3.2.1. Cerințe de măsurare

Echipamentul trebuie să măsoare următoarele categorii de parametri, conform condițiilor din tabelul 1:

– Tensiuni fază-fază și fază pamânt;

– Curenți fază-fază și fază pamânt;

– Puteri: Activă, Reactivă, Aparentă, Deformată;

– Unghiurile de defazaj tensiune-curent;

– Energie: P, Q, P+, P-, Q+, Q-;

– Flicker (pe termen scurt Pst, pe termen lung Plt);

– Armonicele de tensiune (de la armonica a 2-a până la armonica 50);

– Armonicele de curent (de la armonica a 2-a până la armonica 50);

– Defazajele de armonici;

– Direcția armonicelor de curent;

– Factorul de distorsiuni armonice THD pentru tensiuni și curenți;

– Interarmonicele de tensiune și curent (0 – 5 kHz);

– Frecvența (domeniul de frecvență : 45 – 65 Hz).

Tabelul 1

Vr: tensiunea de referință (setată); f.s (full scale – scală totală

6.2.3.2.2. Cerințe de monitorizare on-line

Echipamentul trebuie să monitorizeze on-line:

Tensiuni

– Intrări de tensiune: 4 intrări (4 x 0 ÷ 400 Vca), rezoluție 0,1 Vca, clasa de

precizie 0,2 clasa A/0,5 clasa S ;

– Evenimente tranzitorii: rezoluție minim 10 ms;

– Flicker PLT: Da;

– Armonici: 1 la 40 + THD;

– Tensiuni semnalizare: Da;

– Dezechilibru: Da;

– Tensiunea de nul: Da, măsurată și de asemenea calculată.

Curenți

– Intrari de curent: 4 (4 x 0 ÷ 5 A), rezoluție 0.01 A, clasa de precizie

0,2 clasa A/0,5 clasa S;

– Armonici: 1 la 40;

– Dezechilibru: Da;

– Curentul de nul: Da, măsurat și de asemenea calculat.

Puteri:

– Putere activă: P1, P2, P3, PΣ;

– Puterea reactivă: Q1. Q2, Q3, QΣ;

– Puterea aparentă: S1, S2, S3, SΣ;

– Factorul de putere: PF1, PF2, PF3.

Frecvența: DA

Alte cerințe:

– Rata de eșantionare: ≥ kHz;

– Capacitatea de memorie: ≥ 1 GB;

– Comunicație: RS-232/RS485, Modem GPRS și Ethernet.

Interval de măsură curent:

Echipamentul trebuie să poată măsura corect curenții când aceștia sunt preluați prin intermediul transformatoarelor de curent clasice (secundarul la 5A sau 1 A), cât și în montaj direct (pentru valori mici ale curenților, prin intermediul unor clești de măsură de 5/20 A, iar pentru valori mari ale curenților – până la 5000 A, prin intermediul cordoanelor Rogowski).

Pentru acoperirea integrală a intervalului de măsură a curentului, este considerată avantajoasă soluția care prevede mai multe seturi de traductoare de curent, fiecare dintre acestea acoperind parțial intervalul, cu indeplinirea cerințelor cu privire la precizia de măsură. Este considerat ca avantaj funcționarea de recunoașterea automată a setului de traductoare de curent, astfel încât să nu fie necesară configurarea manuală a rapoartelor de transformare, minimizând astfel erorile de configurare.

De asemenea echipamentulul trebuie să fie capabil să calculeze tensiunea și curentul prin neutrul rețelei trifazate (fară conectare la circuitele tensiunii și curentului neutrului).

1. Domeniul de măsurare curent 100 mA – 20 A:

a. Precizie la 100 mA: 0.5 %;

b. Precizie la 5A ÷ 20 A: 0,2 %/0,5 %;

c. Eroare de unghi la 100 mA: 1°;

d. Eroare de unghi la 5A ÷20 A: 0.25°;

2. Domeniul de măsurare curent 20 A – 200 A:

a. Precizie la 20 A ÷ 40 A: 2 %;

b. Precizie la 40 A ÷ 100 A: 1,5 %;

c. Precizie la 100 A ÷ 200 A: 1 %;

d. Eroare de unghi la 20 A ÷ 40 A: 2,5 °;

d. Eroare de unghi la 40 A ÷ 100 A: 2 °;

d. Eroare de unghi la 100 A ÷ 200 A: 1,5°;

3. Domeniul de măsurare curent 200 A – 2600 A:

a. Precizie la 200 A ÷ 2600 A: 1 %;

d. Eroare de unghi la 200 A ÷ 2600 A: 1 °;

4. Domeniul de măsurare curent 2600 A – 5000 A:

a. Precizie la 200 A ÷ 2600 A: 1 %;

d. Eroare de unghi la 200 A ÷ 2600 A: 1 °.

6.2.3.2.3. Caracteristici funcționale

Echipamentul trebuie să aibă caracteristici de funcționare adecvate pentru măsurarea mărimilor caracteristice ale tensiunii, conform standardului EN 50160, cu metodologii conform celor prevăzute de standardul IEC EN 61000-4-30 pentru clasa A sau B, în funcție de tip; de asemenea, trebuie să poată efectua măsurarile menționate (simultan cu detectarea fenomenelor tranzitorii electrice) și respectiv măsurările de putere atât în sisteme monofazate, cât și sisteme trifazate cu 3 fire (cu 2 sau 3 curenți) și cu 4 fire.

Rezultatele măsurărilor trebuie să poată fi interpretate cu ușurință și să poată fi evaluate și de personalul care nu este expert în analiză de ,,calitatea energiei”; în acest sens trebuie să fie prezentă o funcție dedicată care să verifice conformitatea parametrilor electrici cu norma CEI EN 50160, afișând rezultatul clar și sintetic pe PC. De asemenea, trebuie să se poată vizualiza pe PC, prin intermediul software-ului corespunzător:

monitorizarea progreselor tensiunilor, a frecvenței, a curenților și a puterilor înregistrate;

nivelul de severitate al licărului (flicker), pe termen scurt și termen lung;

evenimentele tranzitorii (găuri și vârfuri de tensiune, întreruperi, etc.) cu măsurarea amplitudinii, momentului și a duratei fenomenului.

Echipamentul trebuie să asigure obținerea datelor și măsurărilor pe fiecare fază a sistemului electric, memorizându-le pentru perioada de înregistrare stabilită.

Perioada de înregistrare minimă garantată trebuie să fie cel puțin egală cu 7 zile consecutive. Mărimile electrice măsurate trebuie să fie reprezentate grafic (vectorilal, diagramă, etc.) și/sau numeric.

Măsurarea Tensiunii

Echipamentul trebuie să permită efectuarea măsurării tensiunii în mod eficient și vizualizarea datelor statistice aferente, prevăzute de standardul CEI EN 50160.

Valoarea tensiunii de referință (Vi) în baza căreia se măsoară variațiile (lente și/sau rapide) ale tensiunii de rețea, trebuie să fie reglabilă cel puțin în domeniul 0 VRMS ÷

400 kVRMS. (pentru instalații cu tensiuni de exploatare mai mari de 600 VRMS, echipamentul trebuind să permită setarea raportului de transformare a transformatorului de măsură/reductorului, în scopul de a reduce măsurile relative la valoarea tensiunii nominale a instalației).

Pragul de referință (Vsup) și cel inferior (Vinf.) în raport cu care sunt definite variațiile de tensiune trebuie să fie reglabile între și din valoarea Vr selectată, cu pas de 1% și trebuie să poată fi setate, din PC, în mod independent, pentru fiecare fază.

În domeniul de variabilitate a tensiunii rețelei, echipamentul trebuie să măsoare, în

baza intervalului de completare setat, valoarea efectivă (RMS) a tensiunii de rețea fază –

neutru – și fază-fază, meomerându-le și afișând valoarea minimă, medie și maximă, și data de referință a acesteia.

NOTĂ:

1. Prin dată se înțelege ziua, luna, anul, ora, minutul, secunda și sutimea de secundă la

care începe un fenomen sau la care face referință o măsură.

2. Echipamentul, simultan cu măsurările de tensiune menționate, trebuie să permită și detectarea fenomenelor tranzitorii (goluri și vârfuri de tensiune) permițând reperezentarea grafică (forma de undă) a evenimentului înregistrat.

3. Echipamentul trebuie să poată detecta variațiile (căderile sau creșterile) de tensiune

temporare, măsurate și înregistrate în domeniul 1% – 200% Vr cu durata cuprinsă

între 10 ms și 60 s.

4. Pentru creșteri de tensiune (vârfuri), cu valoare măsurată mai mare de Vsup,

echipamentul trebuie să memorezeze și să afișeze valoarea tensiunii atinse, data și durata evenimentului.

5. Pentru coborâri (goluri) de tensiune (înțelese ca reduceri de tensiune cu valoarea

reziduală cuprinsă între Vinf și 1% din Vr), echipamentul trebuie să memorizeze și să afișeze valoarea tensiunii reziduale, data și durata. Calculul numărului, amplitudinii și a duratei golurilor și a creșterilor de tensiune trebuie să fie garantat chiar și atunci când tensiunea de alimentare superioară este în afara domeniului nominal prevăzut.

Măsurători de întreruperi, flicker, armonice, frecvență și dezechilibru de tensiune

Echipamentul, simultan cu măsurătorile de tensiune menționate trebuie să permită și:

Detectarea întreruperilor de tensiune, care sunt diferite de valori de tensiune mai mici de 1% din memorând și afișând momentul de începere și durata;

Măsurarea și afișarea nivelului de severitate a flickerului de scurtă durată, și de lungă durată conform celor prescrise de standardele EN 60868 și EN 61000-4-15;

Efectuarea măsurătorilor și afișarea acestora, fie grafic, fie numeric, respectiv a calculelor datelor statistice aferente prevăzute de standardul IEC EN 50160 pentru următorii parametrii electrici de rețea:

Frecvența tensiunii;

Dezechilibru de tensiune;

Armonice: în special, trebuie să fie posibilă măsurarea amplitudinii și fazei fiecărei armonici până la ordinul 50 pe toate canalele de tensiune, și elaborarea THD-ului (până cel puțin la ordinul 40).

Măsurători de curent, putere și energie

Echipamentul trebuie să poată efectua, simultan cu măsurarea caracteristicilor de tensiune prevăzute de standardul IEC EN 50160, înregistrarea și afișarea grafică/numerică pentru fiecare fază și pentru media sistemului trifazic, a valorii efective (TRMS) medie și maximă a:

Curentului;

Factorului de putere (numai valoarea medie a cosφ) în domeniul 0,5÷1 (în întărziere și în avans);

Puterilor activa P [kW] și reactivă Q [kVAr] (în 4 cadrane) și respectiv a puterii aparente S [kVA];

Energiei active [kWh] și reactive [kVArh];

De asemenea trebuie să se poată măsura:

Curenții de vărf maxim prin trigger RMS și praguri setabile;

Amplitudinea, faza și detectarea sensului pentru fiecare armonică în partea până la ordinul 50 pe toate canalele de curent și elaborarea de THD (până la ordinal 40).

Mărimile menționate trebuie să poată fi înregistrate de sistemul de monitorizare chiar și dacă acesta nu este utilizat în scopul efectuării analizei calității energiei electrice în conformitate cu standardul IEC EN 50160.

6.2.3.2.4. Modalitatea de funcționare

Fiecare echipament trebuie să fie dotat, cel puțin, cu următoarele modalități de funcționare, care să poată fi selectate de către operator prin buton/butoane sau de la distanta:

RECORD: modalitatea de achiziție și memorare a datelor;

STAND-BY: modalitate de așteptare care permite păstrarea datelor înregistrate și setarea/modificarea configurației de măsurare;

OFF: modalitatea de oprire a funcționării.

Modalitățile menționate trebuie să fie semnalizate vizibil prin indicatoare luminoase.

La prima pornire, echipamentul trebuie să se seteze automat pentru valoarea maximă a mărimilor nominale aferente circuitelor de măsură.

Echipamentele dotate cu baterie internă trebuie să fie prevăzute cu un dispozitiv de semnalizare a stării de încărcare care poate fi mereu afișat pe display și LED.

Echipamentul trebuie să poată funcționa și autonom, fără conexiune și fără a utiliza suporturi informatice externe (ca de ex. PC, modem, etc.) chiar și fără a fi în vreun fel programat între-o sesiune de înregistrare și o alta.

În firmware-ul (program special care asigură comanda și controlul) sistemului trebuie să fie, de asemenea, inplementate, funcții de autodiagnoză pentru a evidenția anomalii intempestive, cu mesaje clare de alarmă.

6.2.3.2.5. Intervalul de achiziție și completare a măsurilor

Intervalul de achiziție și competare a măsurilor trebuie să fie adecvate perioadei de înregistrare pentru utilizarea optimă a memoriei interne a echipamentului: această adaptare trebuie să poată fi opținută manual, setând o valoare cuprinsă între 1 s și 60 minute.

Setările de fabrică ale echipamentului vor trebui să permită un interval de măsurare egal cu 10 minute. Intervalul de măsurare trebuie să fie reglabil în propriul domeniu de variație, în trepte, cu un pas de 1 s în intervalul 1- 60 s și respectiv de 1 minut pentru intervale mai mari.

6.2.3.2.6. Cerințe software

Fiecare echipament v-a include un program software care va fi instalat pe un calculator PC/server/Laptop și care va permite local și/sau de la distanță:

configurarea echipamentului;

prelevarea tuturor informațiilor memorizate în aparat și crearea unei baze de date pentru înregistrări;

analiza tuturor datelor relevante în conformitate cu cele prevăzute de standardul

IEC EN 50160 și/sau prin limite setate liber de operator; în special, se solicită calculul automat al adevăratei valori efective (TRMS) minime, medie și maximă în

perioada de înregistrare considerată și analiza statică aferntă (procentual, etc.)

pentru toate canalele de măsură;

elaborarea, pentru tensiunea și/saucurentul fiecărei faze, a unui grafic temporar al valorilor efective măsurate, cu indicarea valorii minime, medii și maxime;

completarea și imprimarea unui raport de probă în care să fie menționate logo-ul societății achiziționatoare, cu ample posibilități de personalizare, în special:

– inserarea unui text cu referințe la instalația care face obiectul înregistrării, note,

comentarii și graficele valorilor măsurate pentru fiecare fază în parte, cu indicarea

valorii minime, medie și maxime;

– evaluarea clară și corectă pentru operator a analizei de conformitate a datelor cu standardului IEC EN 50160.

setarea datei și orei echipamentului.

Configurația echipamentului trebuie să poată fi personalizată exclusiv prin intermediul unui PC portabil extern (chiar și de la distanță, dacă echipamentul este conectat la unul din

modemuri) printr-o procedură simplă și rapidă cu interfață om-mașină de tip ,, user-friendly”; software-ul trebuie să prevadă, în plus față de setările paramerilor de măsură (Vr, Vinf., Vsup., etc.) și cele privind următoarele informații:

tensiunea nominală primară a instalației (kV);

tensiunea secundară la transformatorii de tensiune (fază sau concatenată și valoarea efectivă) exprimată în Volți;

modul de inserare (în stea sau în triunghi);

curentul nominal primar al instalației, exprimat în Amperi;

curentul secundar la tarsnformatorii de curent, exprimat în Amperi;

rapoarte de transformare ale transformatoarelor de măsură (de tensiune, de curent, reductoare tip clește, etc.).

Parametrii de configurare trebuie să fie memorizați în aparat astfel încât să nu fie necesară reprogramarea echipamentului, cu ocazia unor utilizări ulterioare (o astfel de cerință este importantă dacă situația la momentul instalării nu prevede modificarea ulterioara a parametrilor inițiali, menționați).

Rezultatele măsurătorilor realizate de echipament trebuie să fie afișate fie în formă numerică (tabel) cu posibilitatea de exportare a datelor în Excel, fie în format grafic vectorial și de diagramă, cu posibilitatea de a activa funcția ,,zoom” pentru a examina în detaliu înregistrarea (valorile numerice trebuie să fie vizualizabile chiar mutând cursorul pe grafic).

De asemenea, trebuie să fie asigurată posibilitatea:

de ordonare cronologică, în forma unei liste (protocol) și ,,marcarea” datelor aferente fenomenelor și/sau evenimentelor diferite, cu posibilitatea de exportare a datelor pe o foaie electronică de calcul standard (Excel pentru ulterioare prelucrări);

de gestionare prin protecție cu parolă, a tuturor procedurilor de configurare și a datelor memorizate în instrument (numai pentru analizorul de clasa A);

de operare la sistem chiar și de la distanță, gestionând configurația sistemului și comunicarea cu modemul.

Programele software trebuie să fie:

compatibile cu toate versiunile Microsoft Windows în mod obișnuit în uz (95-98-98SE-NT-2000-XP. VISTA, etc.) și cu cele mai recente;

insoțite de manualul de utilizare;

actualizabile chiar și de la distanță, prin conectarea de la site-ul internet al societății constructoare (actualizarea algoritmilor de analiză a conformității trebuie fie posibilă chiar și în urma modificărilor normative).

Programele software specializate de măsurare, stocare, agregare, achiziție, prelucrare și evidența a datelor de proces trebuie de asemenea să indeplineacă următoarele condiții:

să fie de tip client-server;

să permită configurarea/parametrizarea măsurătorilor/inregistrărilor/transferurilor de date/raportărilor;

să fie funcționabil pentru orice configuratie setată conform specificației tehnice;

partea de client a aplicației să fie funcționabilă pe configurația minimă de server, cu sistem de operare Windows XP SP2, IGB RAM, Intel;

să fie de tip multiuser: minimum 8 useri (administrator, utilizatori, exploatare/ mentenanță);

să permită recepția, agregarea, stocarea și prelucrarea datelor primite de la mai multe aparate de monitorizare a calității energiei electrice;

să permită agregarea datelor la nivel de aparat de monitorizare și la nivel central pe baza unui volum de date obținut prin efectuarea a minimum 6 citiri integrale/ora prin prelucrarea valorilor măsurate/inregistrate la intervale prestabilite (de. ex.

10 ms);

să permită transferul automat de date prin linia de comunicație; cu modem GSM sau Ethernet la punctul central de achiziție prin doua transmisii zilnice, însumând minimum cca. 20.000 inregistrări/echipament (cca. 1,2 MB/echipament/zi).

să permită sincronizarea ceasului la aparatele de monitorizare cu punctul central (conform standardului IEC 61000-4-30);

să aibă interfața grafică usor de utilizat, cu meniuri și instrucțiuni în limba română;

să aibă un modul de administrare propriu pentru autorizare și configurare useri (la nivel de aplicatie);

să asigure protecție și securitate pentru useri și date;

să permită arhivarea datelor, iar arhiva să fie accesibilă de pe suportul de arhivare (în format prelucrabil, Excel), cu păstrare timp de 7 ani, conform normei ANRE;

să conțină opțiune de backup programabilă a bazei de date și opțiune de restaurare a bazei de date;

să permită transmisia securizată a datelor de la echipamentul de monitorizare către punctul central.

Protocolul de comunicație folosit la nivel de aplicație pentru transferul de date și informații de la echipamentul de monitorizare la punctul central și invers trebuie să fie de tip deschis, trebuie să nu fie specific doar unui anumit model de aplicație sau tip de echipamentde monitorizare și să respecte standardul IEEE 1159 "IEEE Recommended Practice for Monitoring Electric Power Quality".

Software specializat de măsurare, stocare, agregare, achiziție, prelucrare și evidența a datelor de proces trebuie să permită modificarea (parametrizarea) direct din aplicație a limitelor de variație a parametrilor măsurați și monitorizați, de cătare utilizatori fără ca aceștia să aibă studii de specialitate IT.

6.2.3.2.7. Prescripții de securitate

Fiecarea echipament trebuie să fie realizat astfel încât să respecte prescripțiile de

securitate conținute în standardul IEC EN 61010-1 și să nu prezinte vreun pericol în funcționare normală și în condiții normale de utilizare. Trebuie să asigure, în special:

protecția persoanelor împotriva electrocutărilor electrice;

protecție persoanelor împotriva riscurilor mecanice;

robustețe mecanică adecvată la impacturi și lovituri;

protecția persoanelor impotriva efectelor cauzate de temperaturile excesive;

nepropagarea flăcărilor.

În scopul siguranței operatorului, aparatul trebuie să asigure protecția adecvată împotriva electrocutărilor electrice conform prevederilor de la pct. 6 din standardul IEC EN 61010-1, cu următoarele cerințe (minime prescrise):

– grad de protecție: IP4X, conform normelor IEC EN 60259, exclusiv

cleme de intrare și ieșire pentru care este acceptabil

IP2X;

– clasa de izolație: 2 (izolație dublă);

– categoria de supratensiune: CAT IV;

– tensiunea de funcționare: 600V.

Echipamentele de clasa de precizie A și S trebuie să fie prevăzut cu un înveliș care să

separe clemele de conectare, destinate programărilor locale.

Învelișul trebuie să prezinte o robustețe mecanică corespunzătoare la impact și

lovituri, conform celor prescrise în par. 8 din standardul IEC EN 61010-1.

Materialele izolate trebuie să fie rezistente la căldură și flăcări, conform celor prescrise în par. 10 din standardul IEC EN 61010-1.

6.2.3.2.8. Compatibilitatea electromagnetică

În ceea ce privește compatibilitatea electromagnetică, sistemul trebuie să satisfacă cerințele prevăzute de standardele EN 61000-6-2 (pentru imunitatea într-un mediu industrial), EN 61000-6-3 (pentru emisia în mediul rezidențial sau comercial) și IEC EN 61326-1 (prescripiții speciale pentru compatibilitatea electromagnetică dedicate aparatelor de măsură).

6.2.3.2.9. Durata de viață

Sistemul, exclusiv bateria înlocuibilă, va fi conceput pentru a avea o durată de viață de 20 de ani de la data livrării.

De-a lungul duratei de viață, sistemul va continua să funcționeze în deplină concordantă cu prezenta Specificație tehnică.

6.2.3.2.10. Disponibilitate

a – De-a lungul unui an Rata Căderilor, excluzând pe cele din cauze imputabile utilizatorului, nu va depăși 1% pe durata de viață a contorului. Rata Căderilor reprezintă raportul între numărul de echipamente defecte de un anumit tip și numărul de echipamente instalate de același tip.

Dacă Rata Căderilor depășește 1%, aceasta poate determina înlăturarea tipului respectiv de echipament de pe lista celor acceptate în instalații.

b – Comportarea în exploatare a echipamentelor va fi urmărită conform SR EN 62059-41:2006. Echipamente de măsurare a energiei electrice. Dependabilitate. Partea 41: Previziuni de fiabilitate.

c – Codul de măsurare.

Echipamentele vor fi astfel concepute și realizate, încât să satisfacă cel puțin cerințele codului de măsurare în ceea ce privește:

Puncte de măsurare de categoria A: cele utilizate pentru măsurarea energiei electrice vehiculate pe circuite cu putere nominală mai mare decât 100 MVA între rețeaua de transport, rețelele de distribuție și unitățile de producere a energiei

electrice. În această categorie se includ și punctele de măsurare aferente circuitelor pentru alimentarea locurilor de consum de energie electrică cu consum anual mai mare decât 100 GWh.

Puncte de măsurare de categoria B: cele utilizate pentru măsurarea energiei electrice vehiculate pe circuite cu putere nominală mai mică decât 100 MVA între rețeaua de transport, rețelele de distribuție și unitățile de producere a energiei electrice. În această categorie se includ și punctele de măsurare aferente circuitelor pentru alimentarea locurilor de consum de energie electrică cu consum anual între 200 MWh si 100 GWh.

Puncte de măsurare de categoria C: cele utilizate pentru măsurarea energiei electrice vehiculate pe circuitele care alimentează locuri de consum de energie electrică cu consum anual sub 200 MWh.

6.2.3.2.4. Condiții constructive

a – Alimentarea auxiliară

Aparatul trebuie să poată fi alimentat în urmatoarele modalități:

direct de la tensiune de rețeaua de JT în domeniul 80-260 VAC/DC prin cablu bipolar de alimentare, dotat cu ștecher standard pentru utilizarea casnică sau similară conform normelor CEI-UNEL din CT 23:

prin baterii interne reâncărcabile, cu autonomie de cel puțin 40 de minute (UPS);

de la transformatoare de tensiune ale rețelei de distribuție, cu tensiunea secundară nominală egală cu 100 sau 100/√3Vca±30%, la 50 Hz.

Dacă aparatul este alimentat de la baterie internă aceasta trebuie instalată într-un spațiu dedicat care să permită înlocuirea ei ușoară de operator, protejarea împotriva circuitelor cu tensiuni periculoase șisă aibă grad de protecție de minim IP 2X.

Circuitul de intrare a alimentării auxiliare trebuie s-ă fie protejat adecvat împotriva alimentării accidentelor la tensiune mai mare decât cea admisă, până la o valoare de 400 V + 10%, prin protecția specifică (întreruptor automat, fuzibil sau dispozitiv echivalent în scopul separării).

În cazul conectării la secundarul transformatoarelor de tensiune, aparatul trebuie să poată fi alimentat direct de la canalele analogice de măsură a tensiunii; prin urmare, domeniul de alimentare aferent circuitelor interne trebuie să fie extins și la intervalul de 40-130 Vca.

Aparatul trebuie să fie dotat cu un dispozitiv capabil să comute alimentarea pe canalele de măsură, excluzând utilizarea rețelei de JT externe.

În acest sens, dispozitivul menționat trebuie s-ă fie interblocat cu o priză de alimentare la 80-260 VAC/DC, nemaifiind posibilă inserarea cablului aferent atunci când alimentarea

auxiliară a fost comutată pe canalele de intrare/măsurare a tensiunii (pentru a evita posibile scurtcircuite interioare instrumentului între două sisteme cu tensiuni diferite).

Ca alternativă, dacă aparatul nu este dotat cu comutator intern capabil să realizeze funcțiile menționate, trebuie să fie dotat cu adaptor corespunzător: 40 ÷ 130/80 ÷ 260 Vca.

Adaptorul trebuie să fie conform normei CEI EN 61558 și prevăzut cu ștecher și/sau conector de siguranța pentru legarea la priza de alimentare a aparatului 80 ÷ 260 Vca; de

asemenea trebuie să fie prevăzut cu cabluri de ieșire extraflexibile cu dublă izolație cu o lungime minimă egală cu 2,5 m, dotate cu terminații realizate cu ștechere sau conectori de siguranță cu diametru de 4 mm, cu protecție retractabilă și șaibe de sigutanță de 4 mm (de ex. Multi-Contact mod XZGL-425), adaptate pentru conectarea la șirul de cleme la care se aduc circuitele secundare ale transformatoarelor de tensiune.

Atunci când tensiunea de alimentare auxiliară este în afara domeniului prevăzut, aparatul trebuie să asigure:

menținerea datelor memorate;

relevarea evenimentelor tranzitorii (goluri de tensiune, întreruperi, etc.);

păstrarea configurației pentru reluarea automată a funcționării la revenirea tensinii, fără a fi necesară intervenția operatorului.

Pentru alimentare și circuitele de măsurare a tensiune, suprasolicitarea permanentă admisibila trebuie să fie cel puțin egală cu 50% din valoarea nominală (1,5 Vn), iar

suprasolicitarea tranzitorie (1s) trebuie să fie cel puțin egală cu 100% din valoarea nominală (2 Vn).

Consumul propriu al aparatului nu trebuie să fie mai mare de 50 VA.

b – Canale de intrare analogice de tensiune

Aparatul trebuie să fie prevăzut cu 3 – 4 canale de tensiune c.a., cu capacitatea maximă de 600 VRMS și capacitatea nominală care să se poată selecta cel puțin între următoarele domenii:

– 100√3 ÷ 100 VRMS;

– 220 ÷ 230 VRMS;

– 380 ÷ 400 VRMS.

Toate intrările trebuie sa fie izolate și să permită conexiunea atât în triunghi cât și în stea.

c – Canale de intrare analogice de curent

Aparatul trebuie să fie echipat cu:

4 canale de curent c.a. pentru măsuri directe cu capacitatea nominală de 5ARMS și suprasarcină permanentă de cel puțin 100%;

4 canale de curent adecvate pentru traductoare ampermetrice cu clește cu capacitate nominală de 3 VAC/DC și suprasarcină permanentă de 50%;

4 canale de curent adecvate pentru traductoare ampermetrice flexibile (tip Rogowsky) cu o capacitate de 3000 ARMS.

Toate intrările trebuie să fie izolate.

d – Canale de intrare/ieșire auxiliare

Dacă echipamentul este echipat cu canale de intrare/ieșire digitale (pentru o eventuală conexiune a sistemelor de protecție și/sau grupuri de măsură electronice și/sau punerea la dispoziție de alarme, semnalizări, etc.) acestea trebuie să fie izolate optic pentru nivele de

tensiune cel puțin egale cu 1500 Vv și trebuie să fie realizate prin intermediul clemelor cu șurub de 2,5 mm2.

e – Display

Analizorul trebuie să poata fi dotat, ca varianta constructivă mobilă, cu display alfanumeric pentru utilizarea ca aparat de măsură a parametrilor energiei electrice (fără ajutorul PC-ului în vederea afișării); în acest caz, se recomandă să fie dotat cu display LCD de tip ,,touch screen” (în alternativă se admite uitilizarea unei tastaturi integrale) pentru gestiunea

locală a funcțiilor prevăzute. Display-ul trebuie să fie luminat din spate cu rezoluție înaltă, cu contrast/luminozitate reglabilă sau de tipologie echivalentă, de preferat color (dimensiuni minime 100×80 mm); acesta trebuie să permită afișarea mărimilor electrice pe fiecare fază în parte cu data/ora de referință; în special, trebuie permisă afișarea, pentru următorii parametri

electrici măsurați (tensiuni, curenți, cos și puteri), a valorii reale efective (TRMS) instantanee și medie/maximă calculate în intervalul de completare setat.

De la display trebuie să se poată accesa afișarea analizei de conformitate a datelor cu norma CEI EN 50160. Afișarea rezultatelor măsuratorilor trebuie să fie realizată în format numeric și/sau grafic, pentru fiecare fază individuală și ca medie a sistemului trifazic. Meniul pentru gestiunea locală a aparatului trebuie să fie de tip ghidat, simplu de utilizat și să furnizeze indicații clare (non echivoce și de preferat în română) operatorului.

f – Caracteristici dimensionale

Fiecare aparat trebuie să fie poziționat într-o carcasă, cu rezistență mecanică corespunzătoare la impact și cu grad de robustețe ridicat.

Gabaritul trebuie să permită transportarea și manevrarea aparatului cu ușurință de către operator.

Dimensiunile de gabarit orientative nu trebuie să le depășească pe următoarele:

L x l x h: 330x300x65 mm;

Masa nu trebuie să depășească: 5 kg (fără accesorii);

Pe partea externă a carcasei aparatului vor trebuie să fie prezente, cel puțin:

1 port de comunicare date USB pentru conectarea la PC-ul care să utilizeze software-ul specific;

un port de comunicare serial (exclusiv pentru aparatul Analizor în clasa A) comutabil pe modem extern PSTN/ISDN;

1 port Ethernet (pentru conexiunea LAN și pentru actualizarea software-lui aparatului prin internet);

buton/butoane (pe cât posibil încastrat/e pentru a evita acționări inoportune) sau, ca alternativă, un întrerupător cu bloc de siguranță, pentru activarea/oprirea înregistrării;

dispozitiv/e de semnalizare optică a stării aparatului (acces, în curs de înregistrare, etc.);

terminale pentru canalele de intrare a semnalelor;

marcajele și datele de pe plăcuța de identificare a aparatului;

1 priză pentru conectarea la rețeaua electrică la 230V, 50Hz.

g – Marcaje

Fiecare aparat (cabluri și acesorii inclusiv) va trebui să prezinte marca CE și, de preferat, marca IMQ, sau a unui alt echivalent, dacă este de producție externă; de asemenea, va trebui să-i fie aplicată o plăcuță care să redea următoarele date:

numele și marca fabricantului;

modelul și numărul de serie (,,serial number”) al produsului.

În plus față de marca CE care adeverește conformitatea cu directivele europene, 93/68/CEE (marcajul), 2004/108/CEE (compatibilitatea electromagnetică) și 2006/95/CEE (joasă tensiune), aparatul trebuie să reprezinte și marcajele prescrise de norma CEI EN 61010-1 în materie de securitate electrică pentru aparatele de măsură (simbolul dublei izolații,

tensiune de utilizare, etc.). Toate marcajele și evenimentele etichete nu trebuie să poată fi îndepărtate ușor și trebuie să poată fi văzute și citite de către operator.

6.3. Echipamente românești pentru monitorizarea on-line și controlul

parametrilor de calitate a energiei electrice, respectiv optimizării

consumului de energie electrică

În urma studiilor în acest domeniu, efectuate de doctorand împreuna cu echipa de specialiști tehnologi energeticieni, electroniști și IT, au fost realizate mai multe variante constructive de echipamente destinate monitorizării on-line și controlului parametrilor consumului și calitații energiei electrice, dintre acestea în cele ce urmează fiind prezentate aparatele NOVA Qm variantele constructive m (portabil) și respectiv s (staționar). La baza realizării sistemului NOVA Q stă specificația tehnică elaborată de doctorand având la bază ultimile cercetări/realizări în domeniu pe plan intenațional, sinteza cerințelor marilor companii energetice din România (Transelectrica, Electrica, ENEL, EON, CEZ) din documentațiile de achiziție a unor echipamente similare, precum și experiența multiplă în domeniu a colectivului de cercetători de la NOVA.

Aparatul mobil Nova Qm are în componență un mini-PC ce înregistrează datele măsurate și utilizând aplicația software aferentă, asigură afișarea datelor măsurate și prelucrate sub forma numerică sau grafice, accesarea istoricului măsurătorilor inregistrate, transmiterea datelor la un punct central, etc și un sistem de achiziție multicontroller ce furnizează mini-PC-ului datele primare ale mărimilor monitorizate (figura 6.1a, b si c).

a

b c

Fig. 6.1. Echipamentul NOVA QAm pentru monitorizarea on-line și controlul

parametrilor de calitate a energiei electrice

Nova Qs este varianta staționară a aparatului NOVA Q și are aceleași tip de intrări, cu mențiunea că intrările de curent au și o variantă cu traductoare LEM , folosită în special în cazul când este posibil întreruperea căilor de curent sau când este necesară o precizie mai mare de măsură (figura 6.2 a și b). La nivel fizic a fost conceput pentru posililitatea de a fi integrat cu ușurință în dulapurile de echipamente din stațiile electrice, fiind incorporat de o carcasă de aluminiu de 19’’.

a

Fig. 6.2. Echipamentul NOVAQs instalat în IED-ul

din structura echipamentului NOVA

TRAFOMON 5 destinat monitorizării

on-line a transformatoarelor de putere

b

6.3.1. Caracteristici tehnice principale ale echipamentelor NOVA Q pentru

monitorizarea on-line și controlul parametrilor de calitate a energiei

electrice, respectiv optimizării consumului de energie electrică

6.3.1.1. Destinație

Echipamentul NOVA Q permite măsurarea în clasa A sau S (clase definite conform tabelului 4.1. din prezenta lucrare) și respectiv monitorizarea parametrilor și fenomenelor electrice, ce definesc în contextul actual calitatea energiei respectând standardul IEC 61000, în vigoare, permițând:

Măsurarea următoarelor categorii de parametri:

Tensiuni fază-fază și fază pamânt;

Curenți fază-fază și fază pamânt;

Puteri: Activă, Reactivă, Aparentă, Deformată;

Unghiurile de defazaj tensiune-curent;

Energie: P, Q, P+, P-, Q+, Q-;

Flicker (pe termen scurt Pst, pe termen lung Plt);

Armonicele de tensiune (de la armonica 1 până la armonica 50);

Armonicele de curent (de la armonica 2-a până la armonica 50);

Defazajele de armonici;

Direcția armonicelor de curent;

Factorul de distorsiuni armonice THD pentru tensiuni și curenți;

Interarmonicele de tensiune și curent (0 – 5 kHz);

Frecvența (domeniul de frecvența : 45 – 65 Hz).

Măsurarea și înregistrarea factorului de putere;

Măsurarea și înregistrarea întreruperilor de scurtă și respectiv lungă durată;

Măsurarea și înregistrarea golurilor de tensiune;

Măsurarea și înregistrarea supratensiunile temporare de frecvență industriala și a fenomenelor tranzitorii;

Măsurarea și înregistrarea fluctuațiilor de tensiune (nivelul de fliker);

Analize și raportări conform standardelor sau/și cerințelor utilizatorilor.

Utilizarea echipamentului NOVA QS, singular sau în cadrul unui sistem integrat de măsurare și de monitorizare on-line a parametrilor de calitate a energiei electrice – Smart Grids, asigură condițiile necesare pentru:

Îmbunătățirea suportului informațional destinat managementului, pentru luarea deciziilor în timp real;

crearea unei imagini generale asupra potențialului de economisire a energiei la utilizator, pe termen scurt mediu și lung;

reducerea probabilității de defectare a echipamentelor, de producere a pierderilor de producție și a întreruperilor în alimentare cu energie electrică, ce implică costuri;

reducerea costurilor cu energia prin urmărirea automată a consumurilor, încadrarea în prognoze și evitarea penalizărilor aplicate de furnizorul de energie;

creșterea fiabilității și disponibilității sistemului, reducându-se astfel numărul și durata întreruperilor accidentale, deci a pierderilor datorate energiei nelivrate;

optimizarea globală a afacerii, prin reducerea costurilor cu energia;

prevenirea defectării echipamentelor și/sau a încălzirii lor excesive prin controlul armonicelor și menținerea lor sub un anumit nivel, etc.

Echipamentul NOVA Q poate fi ușor parametrizat și dezvoltat/upgradat conform unor noi cerințe tehnice.

6.3.1.2. Caracteristici tehnice principale

INTRĂRI:

Intrări de tensiune:

Intrări de curent:

k – coeficient de multiplicare în funcție de transformatorul de current.

Frecvența nominală: 42.5 – 57.5 Hz

Eșantionare:

Moduri de afișare:

Moduri de lucru ale dispozitivului

Precizie, rezoluție și gama de măsură

Tensiune, Curent, Frecvență

Dips și swells (căderi și creșteri de tensiune peste tensiunea nominală)

Armonici

Puteri și energii

Flicker

Nesimetrie

Inregistrare evoluție mărimi

Metode de măsură

Sistem de calcul integrat

Interfață

Porturi de comunicație

Integrarea în rețele de monitorizare a calității energiei

Echipamentul poate fi integrat în sistemul SCADA.

Porturile de comunicație la distanță sunt izolate optic.

Ceas de timp real:

Ceas intern cu sincronizare de la un semnal de ceas GPS pentru un timp de sincronizare de maximum 1 secundă și de la o unitate de procesare locală pentru timp de sincronizare de maximum 1 milisecundă (sincronizare a mai multor monitoare);

RTC (Real Time Clock): 12/24 + calendar;

GPS (Global Positioning System): conectat la Unitatea de Procesare Locala (IED).

Sincronizarea monitorizării la mai multe monitoare din stații diferite: maximum

1 secundă de la GPS.

Stocare asigurată de PC-ul integrat (unitatea de procesare locală): minimum

250 GB.

Tensiunea de alimentare: 96-264 Vac (47-67 Hz)/127-370Vdc.

Puterea consumată: maximum 60 VA.

Izolația:

tensiunea de ținere la solicitări cu tensiune de frecvență industrială: 2500 V ,

50 Hz, 1 min. (clasa VW 3 conform IEC 60870-2-1), încercare conform IEC 60255-11;

ținerea la solicitări la impuls de tensiune 1,2/50 µs: polaritate negativă, 5,0 kV, (clasa VW 3 conform IEC 60870-2-1), încercare conform IEC 60255-5 capitolul 8;

ținerea la impulsuri de tensiune cu succesiune rapidă: conform IEC 61000-4-4, clasa 3.

Imunitate la perturbații electromagnetice: conform IEC 61000-4-3, clasa 3;

Emisii: conform EN 50081-1;

Protecția la descărcări electrostatice: conform IEC 61000-4-2;

Grad de protecție: IP 65.

Date constructive:

Montaj: Carcasa metalică, subrack 19’’;

Dimensiuni de gabarit: 3U/HE;

Greutate /kg/: 6.

Circuitele de intrare și de ieșire sunt izolate galvanic. Porturile de comunicație la distanță sunt izolate optic.

Defectarea unei componente în circuitul de măsurare, nu afectează în nici un fel echipamentul monitorizat, toate intrările fiind izolate față de acesta. În cazul unui defect în aparat sursa de alimentare este protejată cu siguranță de 3 A.

Aparatul este destinat pentru a fi montat în mediu interior.

Unitatea de procesare date

Aparatul NOVA QS are în componență o unitate de procesare date locală.

Unitatea locală de prelucrare a datelor poate înregistra și prelucra datele achiziționate, date pe care le stocheaza și apoi le transmite în LAN în camera de comandă a stației sau în WAN la centrul de monitorizare regional.

Software de interfață:

Sistem informatic specializat NOVA QS;

Platformă: Windows XP

Standarde și cerințe de referință

Echipamentul NOVA Q are la bază specificația tehnică menționată la pct. 9.2. la care se adaugă standarde specifice pentru:

Marcajul CE

Directiva 2006/95/EC referitoare la Echipamente electrice proiectate pentru utilizarea la tensiuni între anumite limite;

Directiva 2004/108/EC referitoare la Compatibilitatea Electromagnetică (EMC);

Directiva 2002/96/EC a Parlamentului și Consiliului European din 27.01.2003 referitoare la Deșeurile din/de la echipamentele electrice și electronice (WEEE);

Directiva 2002/95/EC referitoare la Restricții de utilizare a anumitor substanțe periculoase în echipamente electrice și electronice.

Compatibilitate electromagnetică (EMC)

IEC/EN 61326 – 1 + A1 + A2. Echipamente Electrice pentru măsură, control și utilizare în laborator – cerințe EMC – Partea 1: Cerințe Generale;

IEC 61000-6-5 Compatibilitate Electromagnetică (EMC). Partea 6-5. Standarde comune. Imunitatea în incinta stațiilor electrice de conexiune și de transformare;

EN 61000-3-3: Limite: limitele fluctuației tensiunii și flikerului în sistemele de alimentare de joasă tensiune,

pentru echipamente avănd current nominal ≤ 16 A, pe faza și nesupuse vreunei restricții la conectare;

IEC 61850-3 Retele și sisteme de comunicații în stații electrice. Partea 3: Cerințe generale.

IEC 60870-5-101 Protocoale de transmisie, standarde ajutatoare în special pentru acțiuni de telecontrol;

CISPR 16 (EN 55011, clasa A); Limite și metode de măsurare a perturbațiilor radio caracteristice frecvențelor radio de tip industrial, științific și medical.

Imunitate

EN 61000-4-2 Imunitate la descărcări electrostatice: 8 kV în aer, 4 kV la contact;

EN 61000-4-3 Imunitatea la frecvență radio: f= 900 ± 5 MHz, camp 10 V/m, AM modulată 80% 1 kHz;

EN 61000-4-4 Imunitatea la fenomene electrice rapide: 2 kVv: 5/50 ns;

EN 61000-4-5 Imunitatea la descărcări: 1kV mod diferențial, 2 kV mod comun,

1.2/50 µs;

EN 61000-4-6 Imunitatea la perturbații conduse: 0.15-80 Mhz, 3 Veff, 80% AM

1 kHz;

EN 61000-4-8 Imunitatea la câmpuri magnetice de joasa frecvență: 30 A(rms)/m;

Securitatea electrică

IEC 61010 Cerințe de securitate pentru echipamente electrice de măsură, control și uz în laborator;

IEC 60255-27 Ed. 1.0 b:2005 Relee de măsură și protecție a echipamentelor – Partea 27: Cerințe de siguranță / securitate a produsului.

Grad de protecție

IEC 60529 Grade de protecție asigurate de carcasa de protecție.

Comunicație

SR EN 60870-6-2:2003 (serie) Echipamente și sisteme de teleconducere. Partea 6: Protocoale de teleconducere compatibile cu standardele ISO și recomandările ITU-T.

6.3.2. Componenta hardware a echipamentului NOVA QA

Echipamentul NOVA QA are o componența hardware bazată pe microcontrolere de ultimă generație și un SBC (Single Board Computer) integrat cu un raport performante/ consum de energie optim și două componente software interconectate: una ce rulează sub sistem de operare și una embedded.

În principiu componența hardware a echipamentului NOVA QA are arhitectura hardware prezentată în figura 6.3. și constă într-o placă de achizite și comunicație Ethernet

bazată pe microcontrolere de ultimă generație, un SBC (Single Board Computer) integrat, având un raport performante/consum de energie optim și care dispune de un procesor puternic, o placă grafică integrată și două căi de comunicație Ethernet, una nativă și una prin intermediul unei plăci PCI/ PCI-Express și o interfață cu utilizatorul compusa dintr-un afișaj

color cu rezoluția VGA și tehnologie Touch-Screen.

Fig. 6.3. Arhitectura hardware a sistemului de monitorizare NOVA QA

Echipamentul este format din următoarele module:

Modul de intrare curent/tensiune;

Modul de achiziție și sincronizare;

Modul de calcul, memorare și transmitere date parametrii;

Modul afișare;

Modul alimentare.

6.3.2.1. Modul de intrare curent tensiune

Este un modul cu rol de adaptare și izolare a mărimilor de intrare ( curent ,tensiune ) și transformarea lor în mărimi compatibile cu intrările etajelor de conversie analog numerică .

Pentru izolarea galvanică, pe fiecare canal în parte se folosesc circuite operaționale de izolare, cu funcții de transfer liniare .

Impedantele de intrare ale acestor circuite se vor adapta astfel încât puterea consumată pe fiecare intrare să respecte specificațiile standardelor de referință.

Schema electrică pentru acest modul este următoarea (figurile 9.4. și 9.5.):

În funcție de modul de conectare a căilor de curent, circuitul de intrare poate fi realizat cu :

Shunt de precizie și amplificator de izolație –conectare directă cu shunt- precizie ridicată

Traductor LEM – conectare directă cu traductor Hall- precizie ridicată;

Amplificator de intrare și amplificator de izolare – clește curent sau cordon Rogowski-precizie medie, gama de curent mare.

Deci, în funcție de aplicația în care va fi folosit echipamentul, se va realiza și circuitul de măsură curent.

În schema din figura 6.3, este exemplificată o intrare de măsură curent realizată cu traductor LEM (TC1).

Descriere funcțională

Având în vedere ca cele 4 intrări de curent și cele 3 intrări de tensiune sunt la fel , se va face descrierea funcționarea schemei din figura 6.3.

Circuitul de măsură curent

Circuitul de măsură curent începe la conectorul J1, apoi traductorul TC1, amplificatorul operațional dublu U2 și se termină la R31 (figurile 6.4 și 6.5).

Conectorul J1 permite conectarea curentului de măsură la primarul traductorului tip LEM LTS06-NP .

Pinii de conexiune J4,J5, J7, J8 , permit o configurare a părții primare a traductorului LEM, astfel încât curentul nominal să fie ± 2 A , ±3 A , ±6 A.

De asemenea, acest traductor poate permite măsurarea unui curent de 300% față de IN, iar pentru condiții de defect a circuitului de măsură, poate suporta timp de 1s un curent de 250A.

Fig. 6.4. Schema electrică a modulului de intrare curent/tensiune

Fig. 6.5. Schema electrică pentru un canal de tensiune și curent

Precizia de măsură este de ±0.2% , cu o liniaritate <0.1% și într-o bandă de frecvență DC-200kHz .

Circuitul integrat U1 este o sursă liniară regulatoare de tensiune, de tip LDO (LowDropOutput), necesară alimentării cu tensiune de zgomot redus a traductorului LEM .

Având în vedere modul de transfer a traductorului, după cum se poate observa în figura 6.6, este necesar un circuit de adaptare a nivelului de tensiune de ieșire precum și a tensiunii de mod comun.

Fig. 6.6. Funcția de transfer a traductorului LEM LTS06-NP

Modulul de conversie și achiziție date necesită un nivel de tensiune de maxim

2,75 Vcc și un nivel de tensiune de mod comun de 1,25 Vcc, de aceea, după traductorul de

curent TC1, s-a folosit circuitul amplificator operațional dublu U2 (U2A și U2B) .

Ambele secțiuni sunt folosite în schema de conexiune diferențiar, astfel:

– Secțiunea U2A este un circuit diferențiar care are pe intrarea pozitivă ieșirea în tensiune a traductorului LEM, iar pe intrarea negativă o sursă de referință stabilă de 2,5V , egală cu tensiunea de mod comun a ieșirii traductorului. Rolul acestei secțiuni este de a elimina tensiunea de mod comun de 2,5Vcc de pe ieșirea traductorului. La ieșirea acestei secțiuni se obține o tensiune de ± 0,625Vcc, echivalentă pentru un curent de ± IPN la intrarea primară a traductorului.

– A doua secțiune a circuitului U2 , U2B , este tot un circuit diferențial, care are la intrarea pozitivă ieșirea secțiunii U2A, iar la intrarea negativă o tensiune de referință stabilă de -1,25 Vcc .

La ieșirea acestei secțiuni, tensiunea va fi ± 0,625 Vcc cu mod comun de 1,25V , pentru curentul nominal de intrare.

Impedanța de ieșire este cea a unui amplificator operațional, (ideal este zero), de ordinul zecilor de ohmi. Acest lucru va permite înterpunerea unui filtru antialiasing între ieșirea căii de curent și intrarea în convertorul analog numeric, necesar în conversiile rapide , pentru minimalizarea efectului de S/H ( Sample & Hold), etaj existent în intrarile convertoarelor analog numerice de precizie.

Funcția de transfer a căii de curent din acest modul este prezentată în figura 6.7.

După cum se observă din graficul funției de transfer, curentul maxim de măsură este 2IN , unde IN este curentul nominal de intrare.

Fig. 6.7. Funcția de transfer pentru calea de măsura curent

Circuitul de măsură tensiune

Circuitul de măsură tensiune începe în punctul de conectare J10, se continuă cu aplificatorul operațional U7, circuitul integrat de izolare U6 și se termină la ieșirea amplificatorului operațional U10.

Conectorul J10 permite conectarea din exterior a unei tensiuni continue sau alternative. Cu ajutorul divizorului de tensiune format de rezistoarele R36, R37, R38, R39 , nivelul de tensiune la intrarea circuitului integrat U6 va fi scăzut la un nivel echivalent cu Ui/Ud = 250/1,5, unde Ui este tensiunea de intrare, iar Ud este tensiunea după divizorul de intrare.

La calcularea valorilor rezistoarelor ce compun divizorul de intrare se ține seama de impedanța de intrare a cicuitului integrat U6, care este aprox. 200 kΩ. O valoare mai mică de

2 kΩ pentru R39 nu este recomandabilă .

Circuitul integrat U6 este un amplificator operațional cu izolație, având funcția de transfer lineara. El este de tipul ISO124P. Acest circuit necesită o sursă de alimentare diferențială, de asemenea izolată galvanic. Circuitul U10 din fig. 9.5. este o sursă izolată galvanic, ce are intrare de 12 Vcc și ieșire izolată galvanic ±12 Vcc. Tensiunea de izolare este de 1500 Vcc.

Având în vedere faptul că funcția de transfer a circuitului U6 este liniară, la ieșire vom avea un semnal echivalent cu Ui /250, adică pentru o tensiune de intrare de 250 Vca se va obține la ieșirea circuitului integrat U6 un semnal echivalent de 1 Vca, ce înseamnă un

1,41 Vmax.

Însă pentru a respecta condițiilor etajului de conversie și achiziție, de a avea pentru fiecare cale de măsură o tensiune de mod comun de 1,25 V, acest lucru s-a realizat în acest caz cu ajutorul unei tensiuni de referință dată de dioda D7, care este o referință de 3,3 V cu max 30 ppm stabilitate. S-a ales o alimentare tip diferențială, reglaj cu un potențiometru multitura, astfel încât, pentru o tensiune de intrare de 0 V, el se va ajusta până când la ieșirea circuitului amplificator operațional U10 se va obține o tensiune de 1,25V.

Funcția de transfer pentru calea de măsură tensiune, cu un raport de divizare de 1/250 pe intrare arată că în figura 6.8.

După cum se observă, este o cale de măsură tensiune bipolară, cu o bandă de frecvență de 150 kHz .

Ieșirea are o impedanță foarte mică datorată impedanței de ieșire a amplificatorului de ieșire U10, de ordinul zecilor de ohmi, ceea ce permite interpunerea unui filtru antialiasing între ieșirea căii de măsură tensiune și intrarea convertorului analog numeric.

Linearitatea circuitului de măsură este data de linearitate amplificatorului operațional cu izolație, care, conform producătorului TexasInstruments este 0,01% maxim.

Fig. 6.8. Funcția de transfer pentru calea de măsură tensiune .

Filtrele gama, formate din grupurile R42/C17 și R43/C18, se calculează pentru un τ = 15µs.

Realizarea circuitului imprimat este prezentată în figura 6.9.

Fig. 6.9. Circuit imprimat "intrare curent/tensiune" din componenta echipamentului

NOVA QA

6.3.2.2. Modulul de achiziție, sincronizare și transmitere internă a datelor

Acest modul are rolul de a converti numeric semnalele analogice corespondente cu intrările de curent și tensiune.

Fiecare eșantion este trimis după conversie către modulul de prelucrare și memorare.

Rata de eșantionare este obținută de către un circuit de sincronizare cu buclă PLL , având ca semnal de referință semnalul de la circuitul de măsură al tensiunii de intrare (figura 6.10).

Fig. 6.10. Modulul de achiziție și sincronizare

Modulul de achiziție și sincronizare este format din patru etaje diferite :

etaj de intrare;

etaj conversie analog numerică;

etaj sincronizare;

etaj transmisie date.

O componenta a majorității etajelor este un microcontroler pe 8 biti, tip AVR, de la firma ATMEL. Acest controler are rolul de a realiza conversia analog numerică, de a sincroniza rata de eșantionare cu semnalul de măsură, de a transmite către modulul de prelucrare și memorare valoarea numerică a fiecărui eșantion.

Etajul de intrare este format dintr-un filtru antialiasing, un buffer adaptor de impedanță și un circuit de eșantionare memorare pe fiecare din canalele de măsură.

Motivul pentru care apare un circuit de S/H pe fiecare canal de măsură analogic, este că semnalul de conversie este un semnal sinusoidal, a cărei valoare se modifică continuu, lucru ce ar duce la apariția de erori în determinarea valorii eșantionului de măsura. Prin folosirea unui etaj de S/H, se menține constant (Hold) semnalul la intrarea CAN ( Convertor Analog Numeric) pe timpul conversiei. Etajul de conversie analog numerică este inclus în microcontrolerul ATXMega128. Are o rezoluție de 12 biți și o viteză de eșantionare de 1Mb/s. Sursa de referință poate fi internă sau externă. În cazul concret al echipamentelor NOVA QA s-a optat pentru o sursă de referința de 2,5 Vcc externă.

Etajul de sincronizare (figura 6.11) este un etaj important prin funcția pe care o realizează .

Fig. 6.11. Schema electrică bucla PLL de sincronizare

Pentru un calcul cât mai corect și reprezentare fidelă la refacerea semnalului este necesar ca semnalul de măsură să fie sincronizat, în special la trecerile prin zero, cu semnalul de comandă pentru conversia analog numerică.

Avand în vedere că se impune prin standardele de referintță un număr de eșantioane pe perioada, atunci frecvența oscilatorului din buclă va fi 50Hz x Nesantioane.

Elementul de bază al buclei este circuitul specializat 74HC4046. El primește pe intrarea de referință un semnal TTL echivalent cu semnalul de intrare, obținut cu ajutorul formatorului realizat cu amplificatorul special U18 ( ½ AO , ½ Comparator). La ieșirea oscilatorului local se va obține o frecvență egală cu frecvența de referință multiplicată cu rata

de divizare a divizorului realizat cu U14 si U15. Această rată de divizare este egală cu numărul de eșantionare pe canal.

În cazul a 512 eșantioane impuse pe canal pentru o perioadă pentru a realiza o analiză de Clasa A, înseamnă că frecvența de eșantionare pe canal va fi de 50 x 512 = 25600 Sps . Dacă se înmulțește cu 8, care este numărul de canale, se obține o rată maximă de eșantionare de 204800 Sps. Comparând cu 1000000 Sps, cât este rata maximă a CAN-ului inclus în microcontroler, se observă că viteza de eșantionare este acoperitoare.

Viteza mare a CAN-ului ajută la obținerea unui timp bun pentru transmiterea datelor către modulul de prelucrare și memorare. Astfel, în 39 µs, care este perioada de timp între doua eșantionări consecutive pe un canal, se realizează 8 eșantionări. Având viteza de 1Mbps, înseamnă că în cel mai rău caz, pentru un canal o conversie stabilă durează 2 µs. Dacă se împart 39 µs la 8, atunci fiecărui canal i se atribuie un timp de aproximativ 5 µs. Dacă 2 µs sunt necesare coversiei analog numerice, atunci pentru transmisie mai ramân 3 µs. Un timp așa scurt pentru o transmisie serială necesită un clock de 3 µs/32 = 93 ns. Valoarea obținută obligă folosirea unei transmisii de minim10Mb/s. De aceea s-a folosit o transmisie pe interfață Ethernet, către modulul de prelucrare și memorare (figura 6.12).

Fig. 6.12 Schema electrică a interfeței Ethernet pentru transmisia locală de date între module

Componența de bază este un circuit specializat de tip ENC 26J60. Acesta face o conversie de interfață SPI/Ethernet. Frecvența clock-ului de date pentru SPI este de 16 MHz, acoperitor pentru cerințele impuse din calcule. În figura 6.13 se prezintă placa de circuit imprimat pentru modulul de achiziție și sincronizare.

6.3.2.3. Modulul de calcul, memorare și transmitere

Acest modul de calcul este format dintr-un sistem PC embeded (figurile 9.14 și 9.15), în format mITX , având următoarele caracteristici:

procesor dual core, tip IntelATOM N2600, fanless;

memorie SO-DIMM, PC1333, 4GB;

placa video integrată, Intel GMA 3600;

HDD 250GB, SSD;

Interfața Ethernet Gigabite, dublă;

Interfața USB 2.1 , minim 4 intrări;

Sursă alimentare 300W, fanless.

Fig. 6.13. Placa de circuit imprimat pentru modulul de achiziție și sincronizare

Fig. 6.14. Placa de bază modul calcul, memorare și transfer – vedere generală

Fig. 6.15. Placa de bază modul calcul, memorare și transfer – vedere conectori interfață

După cum se poate observa din lista de componente, modulul este compus numai din componente fără mișcare ( procesor, HDD tip SSD și sursă fanless).

Cele doua interfețe Ethernet sunt necesare una pentru conexiunea internă, cealaltă pentru transmiterea în WAN/LAN .

6.3.2.4. Modulul de afișare

Modulul de afișare local este un monitor cu touch screen, diagonala de 7’’, cu o rezoluție de 1080/768, cu interfața VGA (figura 6.16) .

Fig. 6.16. Monitorul cu touch screen

6.3.3. Descriere software

6.3.3.1. Arhitectura software

Sistemul de monitorizare cuprinde pe lângă aparatul propriu-zis (componenta hardware) și o componentă software ce realizează prelucrarea datelor primare și prezentarea lor într-un format cât mai prietenos pentru utilizator.

Sistemul de monitorizare a calitătii energiei înglobează două componente software interconectate: una ce rulează sub sistem de operare impărțită și aceasta în doua parți, o parte

Server ce rulează în interiorul aparatului și parte Client ce poate rula pe orice masină aflată în aceeași rețea LAN cu aparatul NOVA QA și o componenta embedded dedicată achiziției datelor primare (figura 6.17.).

Fig. 6.17. Arhitectura software NOVA QA

Aplicațiile software NOVA QA permite achiziția de date și comunicarea între componența harware și sistemul de operare ce rulează pe un PC (Personal Computer). Aplicațiile au fost implementate în Visual Studio 2008 și pot fi instalate pe orice calculator cu sistem de operare, recomandabil Windows XP, Windows7 sau Windows8.

Software-ul NOVA QA instalat pe sistemul de operare este bazat pe o arhitectura Server-Client compusă din aplicațiile: NOVA QA Server și NOVA QA Client. NOVA QA Server se instalează pe SBC-ul integrat în echipamentul NOVA QA, iar aplicația software NOVA QA Client poate fi instalată pe orice PC din rețeaua locală Ethernet, rețea în care se găsește și aplicația NOVA QA Server. NOVA QA Server va comunica cu orice aplicație NOVA QA Client deschisă de către un utilizator pe un PC din rețeaua locală, la orice moment de timp.

Aplicația NOVA QA Client cuprinde o interfață prietenoasă cu utilizatorul, o serie de module interne care realizează comunicația pe Ethernet cu aplicația NOVA QA Server, alte câteva module care realizează operația de achiziție de date de la aplicația NOVA QA Server și o serie de module care pot afișa rezultate în mod grafic sau le pot salva pe hard-diskul local.

Aplicația NOVA QA Server are în componența sa o serie de module interne care se ocupă cu comunicația cu componența hardware NOVA QA, o altă serie de module ce realizează comunicarea cu mai mulți clienti- NOVA QA Client la orice moment de timp, o serie de module ce se ocupă cu prelucrarea informațiilor primite de la componenta hardware NOVA QA și salvarea pe hard-disk-ul local a datelor prelucrate.

Prin monitorizarea calității energiei se ințelege monitorizarea principalilor parametri electrici ai energiei ce trece printr-un anumit nod al rețelei, nod la care este conectat echipamentul NOVA QA. Aceasta se realizează prin monitorizarea curenților și tensiunilor

(4 curenți și 4 tensiuni) urmărând variațiile acestora în timp precum și componentele lor spectrale.

Placa de achiziție preia cei 4 curenți și cele 4 tensiuni simultan, fără întrerupere și cu o rată de eșantionare ce permite o analiză spectrală ce depășește armonica 50. Aceste date

Achiziționate sunt împachetate în frame-uri TCP/IP (Transmission Control Protocol/Internet Protocol) și transmise prin rețeaua Etehrnet internă a echipamentului NOVA QA către SBC. Aici pachetele sunt recepționate și despachetate de aplicația server NOVA QA care le introduce într-un sistem complex de evaluare a calității energiei.

Primul pas în acest sistem de evaluare a calitații energiei este conversia valorilor achiziționate din forma brută în mărimi electrice (curent și tensiune) cu ajutorul parametrilor impliciți cu care este livrat aparatul sau cu ajutorul parametrilor setați la punerea în funcție în cazul în care se folosesc adaptoare speciale de curent și/sau tensiune față de cele cu care este livrat în mod normal aparatul.

Datele astfel obținute, curenți și tensiuni, sunt trecute prin modulul FFT (Fast Fourier Transform) ce realizează o transformare discretă directă de tip Fourier, ce convereste semnale din domeniul timp în domeniul fracvență, obținându-se componenetele spectrale ale acestor semnale împreuna cu amplitudinile acestora. Rezultatele obținute în domeniul frecvență sunt de asemenea folosite pentru a calcula flicker-ul și armonicile mărimilor electrice măsurate. Din acestea se obțin mai departe parametri cum ar fi: THD (Total Harmonic Distortion), reprezentarea fazorială a curenților și tensiunilor.

Un alt modul al aplicației server se ocupă de calcularea valorilor RMS (Root Mean Square) ale curenților și tensiunilor pe fiecare semiperioadă putându-se astfel obține valori pentru goluri de tensiune (SAG), creșteri de tensiune (SWELL), perioade de lipsă tensiune (OUTAGE). Cu ajutorul datelor primare de curenți și tensiuni se calculează aici puterea activă prin inmulțirea cu acumulare a eșantioanelor de curent și tensiune pe fiecare fază. Folosind unghiul dintre curenți și tensiuni se calculează energia reactivă și factorul de putere.

Valorile care depășesc limitele precizate în standardele menționate anterior sunt salvate în fișiere speciale împreună cu eticheta de timp (“timestamp”) a evenimentului.

Standardele impun de asemenea transpunerea informațiilor în mai multe formate de agregări și medieri. Acestea sunt salvate local, la server în fișiere diferite. Achiziționarea, despachetarea, prelucrarea datelor și salvarea lor pe hard-disk se realizează simultan, fără întrerupere.

Fluxul de achiziție, prelucrare, afișare și stocare date asigurat de echipamentul NOVA QA este prezentat în figura 6.18.

Aplicația client NOVA QA oferă posibilitatea vizualizării în timp real a informațiilor primite prin rețeaua LAN Ethernet de la aplicația server. Printre caracteristicile grafice ale aplicației client sunt: reprezentare fazoriala, grafice de undă, de armonici și de variație în timp a mărimilor.

De asemenea fișierele stocate la server în cadrul unei măsurători, pot fi transferate la client și salvate pe hard-disk-ul clientului. Ele pot fi folosite apoi pentru o analiza amănunțită a datelor, aplicația NOVA QA Client oferind posibilitatea reprezentării informațiilor sub forma tabelară și/sau grafică .

6.3.3.2. Programe software aferente echipamantului NOVA QA

Echipamentul NOVA QA este alcătuit din aparatul hardware NOVA QA și aplicația software NOVA Q (A sau S în funcție de clasa de precizie a echipamentului).

Echipamentul NOVA QA, permite măsurarea parametrilor de calitate a energiei electrice conform EN50160.

Fig.6.18. Fluxul de date în cadrul NOVA Q

Aplicația software NOVA Q asigură comunicarea între aparatul NOVA QA și un calculator. Aplicația a fost implementată în Visual Studio 2010 și poate fi instalată pe orice calculator cu sistem de operare: Windows XP.

Software-ul NOVA Q este alcătuit din doua aplicații: NOVA QA Server și NOVA Q Client. NOVA Q Server va fi instalată pe calculatorul integrat în aparatul NOVA Q,

iar aplicația software NOVA Q Client poate fi instalată pe orice calculator din rețeaua locală, rețea în care se găsește și aplicația NOVA Q Server. NOVA Q Server va comunica cu orice aplicație NOVA Q Client deschisă de către un utilizator pe un calculator din rețeaua locală, la orice moment de timp.

Aplicația NOVA Q Client cuprinde o interfață prietenoasă cu utilizatorul, o serie de module interne care realizează comunicația pe Ethernet cu aplicația NOVA Q Server, alte câteva module care realizează operația de achiziție de date de la aplicația NOVA Q Server și o serie de module care pot afișa rezultate în mod grafic sau le pot salva pe hard-diskul local.

Aplicația NOVA Q Server are în componența sa o serie de module interne care asigură comunicația cu aparatul hardware NOVA QA, o altă serie de module ce realizează comunicația cu oricâți clienți- ‘NOVA Q Client’ la orice moment de timp, o serie de module ce permite prelucrarea informațiilor primite de la aparatul hardware NOVA Q și salvarea pe hard-diskul local a datelor prelucrate.

6.3.3.2.1 Aplicatia NOVA Q Server

Când utilizatorul va deschide aplicatia NOVA QS Server, va apărea urmatoarea fereastră (figură 6.19):

Fig. 6.19 NOVA QS Server – Fereastra principală

Aplicația NOVA QS Server conține două module: ‘Măsurătoare nouă’ și ‘Parametri calibrare’.

Modulul ‘Masurătoare nouă’

Dacă se apasă butonul ‘Start măsură’ aplicația NOVA Q Server va trimite o comandă la aparatul hardware NOVA Q și va începe să preia date de la acesta. Aceste date vor fi prelucrate și noile informații vor fi salvate pe hard-diskul local. După încheierea măsurătorii, aceste informații salvate pe hard-disk vor fi disponibile aplicației NOVA Q Client care le poate transfera pe calculatorul pe care este instalată aplicația NOVA Q Client.

Incheierea măsurătorii se face prin apăsarea butonului ‘Stop măsură’.

Modulul ‘Parametri calibrare’

Acest modul conține 12 căsuțe de text, fiecare reprezentând valoarea unui parametru (‘multiplier’ sau ‘offset’). Pe lângă căsuțele de text modul mai are și două butoane: ‘Citește

parametri’ și ‘ Modifică parametri’. Butonul ‘Citește parametri’ va completa căsuțele de text cu valori aduse dintr-un fișier de configurare.

În cazul în care dorim să schimbăm parametrii care sunt folosiți de către aplicația server în calcularea datelor, se va folosi butonul ‘Modifică parametri’. Acesta va face modificări în fișierul de configurare cu valorile din căsuțele text completate de către utilizator, iar ele vor fi folosite începând cu prima măsurătoare ce va fi pornită ulterior de către utilizator.

Aplicația Client face posibilă manipularea directoarelor de la aplicația Server direct din fereastra principală. Directoarele cu fișierele salvate la Server pot fi sterse prin selectarea lor din lista derulantă. Informațiile afișate la aplicația Client sunt prezentate în timp real fără a fi stocate local. Salvarea datelor local poate fi de asemenea realizată cu ajutorul secțiunii Offline din partea stângă jos a ferestrei principale. De aici se poate lansa o copiere totală a datelor cu ajutorul butonului „Achiziție date complete măsurătoare” sau o copiere a unui sumar de date prin butonul „Achiziție date sumare măsurătoare”.

Utilizatorul poate accesa istoricul datelor existente pe calculatorul clientului prin apăsarea butonului Vizualizare istoric care deschide o nouă fereastră în care sunt afișate detaliat, sub forma grafică și tabelara valori brute și/sau agregate ale mărimilor măsurate și calculate.

Modulul software Nova-QA Server este realizat cu ajutorul tehnologiei .NET și

reprezintă este cea mai importantă parte componentă a sistemului Nova-QA de monitorizare a

calității energiei. Acesta are ca obiectiv principal achiziția datelor brute pe care sistemul de

achiziție le furnizează. Aceste date primare achiziționate de la convertoarele interne ale microcontroller-ului sunt împachetate în frame-uri ethernet de tip TCP și sunt trimise în LAN către un IP setabil care va aparține LPU-ului integrat.

Achiziția datelor de la convertoarele interne se realizează sincron cu frontul crescător al undei de tensiune cu ajutorul unei bucle PLL, iar eșantionarea se face sincronizata cu un divizor al frecvenței buclei PLL. Transmisia de date se realizează la fiecare sfert de perioadă a undei sinusoidale de tensiune (5ms), datele de la cele șase mărimi (trei curenți și trei tensiuni) achiziționate, împachetate în frame-ul TCP ocupând tot spațiul disponibil unui pachet de date TCP (1500B). Server-ul se află în permanență într-o stare de ascultare (listen) a rețelei pentru a sesiza pachetele sosite de la IP-ul sistemului de achiziție al echipamentului Nova QA și a le memora. La primirea echivalentului a 10 perioade în pachete TCP (40 de pachete), toate cele șase unde sunt refăcute și este pornită o cale suplimentară de proces pentru a prelucra aceste unde și a obține valorile parametrilor urmăriți.

Calea suplimentară de proces este lansată pentru a nu întrerupe recepția datelor de la sistemul de achiziție al echipamentului Nova QA, obținându-se astfel o observare continuă a fenomenelor electrice. Calea principală revine deci la modul de ascultare pe rețea, observarea continuă fiind o principală și obligatorie caracteristică a echipamentelor de măsurare a calității energiei încadrate la clasa A de măsură.

Calea secundară de proces, pornită de server, va reconstrui undele de curenți și de

tensiune și va aplica o analiză spectrală cu ajutorul unui algoritm optimizat de calcul Fourrier

denumit și FFTW (Fastest Fourrier Transform in the West). Formele de undă împreună cu

rezultatele analizelor spectrale programe vor fi stocate în fișiere printer friendly ce pot fi

deschise cu editoare obișnuite de text sau de calcul tabelar pentru o procesare ulterioară.

Fiecare măsurătoare nou începută va avea atașat un director pe hdd-ul LPU-ului

integrat ce va conține data și ora începerii măsurătorii, fie ea o măsurătoare pornită și oprită

manual, fie dacă este o măsurătoare programată, pe care server-ul este capabil să o realizeze,

la specificarea timpului de început și a duratei de către utilizator.

Pe lângă analiza spectrală, server-ul calculează valorile RMS pe fiecare semialternanta a, fiecarei unde captate, valori pe care ulterior le va prelucra într-un complex model matematic-statistic de evaluare a nivelului de flicker. Cu ajutorul acestor valori RMS calculate se verifică și se înregistrează evenimentele de tip dip swell și întreruperi.

Nova-QA Server are și o secțiune de calcul a puterilor, energiilor și defazajelor dintre

undele captate. Toate aceste date sunt de asemenea salvate în fișiere printer-friendly, în

directorul măsurătorii curente.

Pe lângă aceste fișiere cu date achiziționate și valori rezultate din calcule, server-ul,

creează și un fișier în care ține evidența fiecărui pachet primit din LAN de la sistemul de

achiziție semnalizând o eventuală eroare în comunicație rezultată prin pierderea sau

inconsistența datelor.

Odată calculați toți parametrii aferenți acestui pachet de 10 perioade (200 ms), pe

ecranul local al echipamentului sunt afișate cele 6 forme de undă, primele două valori de

RMS pe fiecare undă în parte precum și valoarea vârfului semialternanței respective,

diagrama fazoriala cu cele șae mărimi, valorile unghiurilor dintre ele și puterile calculate.

Toate aceste calcule, stocări și afișări se fac în timp real, fără a depăși cele 200 ms alocate pachetului următor de date.

Echipamentul Nova-QA fiind dotat cu doua interfețe LAN, una pentru a asculta

pachetele venite de la sistemul de achiziție și una de rezevă, poate fi conectat în rețeaua LAN

a beneficiarului, comandarea aparatului și vizualizarea datelor fiind făcute de la distanță. Aici

intervine cealaltă parte componentă a pachetului software Nova-QA.

6.3.3.2.2 Aplicația NOVA Q Client

Când utilizatorul va deschide aplicația NOVA Q Client, apare fereastra menționată în figura 6.20 .

Fereastra principală este împărțită în module mai mici, fiecare având un rol propriu și funcții proprii. Modulele importante ale ferestrei sunt: Modulul Conectare Server Q, Modulul Măsurătoare Nouă, Modulul Achiziție Real-Time, Modulul Status Server Q, Modulul Valori Marimi Măsurate Real-Time, Modulul Parametri Calibrare, Modulul Fazori, Modulul Achiziție Offline, Modulul Teme Grafice, Modulul NOVA Q și 3 module grafice.

Modulul Conectare Server Q

Este primul modul la care utilizatorul trebuie să acționeaze atunci când deschide aplicația NOVA Q Client (figura 6.21).

Se va alege un IP din căsuța derulantă, la acel IP aflându-se deschisă o aplicație NOVA Q Server, iar apoi se va apăsa butonul Conectare. În acest moment aplicația NOVA Q Client este conectată la aplicația NOVA Q Server deschisă la acel IP și se poate începe o măsurătoare nouă sau se pot aduce date de la serverul Q prin intermediul modulului ‘Achiziție offline’, modul ce este descris ulterior în acest manual.

Modulul Măsurătoare

Acest modul va porni o măsurătoare nouă la serverul QS aflat la IP-ul ales anterior la

modulul Conectare Server Q. Multe din modulele aplicației NOVA Q Client necesită pornirea

unei măsurători pentru a putea afișa valori, grafice, fazori, etc. și folosirea uneia din următoarele scheme de măsura posibile (în funcție de tipul rețelei electrice și de numărul de conductoare, figurile 6.22 – 6.26):

Fig. 6.20 Fereastra principală a aplicației NOVA Q Client

Fig. 6.21 Modul Conectare Server Q

Fig. 6.22 Conexiunea trifazată cu conductor neutru (se măsoară tensiunea și curentul

pe toate fazele și curentul prin conductorul de nul)

Fig.6.23. Conexiunea trifazată fără conductor de nul (se măsoară tensiunea și curentul

pe cele trei faze și curentul de curentul de scurgere)

Fig. 6.24. Conexiunea trifazată fără conductor de nul (se măsoară: tensiunea tuturor fazelor,

curentul pe fazele L1, L3 și curentul de scurgere; se calculează curentul de pe

fază L2)

Fig. 6.25. Conexiunea bifazată (se măsoară tensiunile pe doua faze, tensiunea dintre neutru și

pămînt curentul pe cele doua faze, curentul prin conductorul de nul și curentul de scurgere)

Fig. 6.26. Conexiunea monofazată (se măsoară tensiunea pe fază, tensiunea dintre neutru și pămînt, curentul pe faza și curentul de scurgere)

Utilizatorul va putea porni o măsurătoare nouă apăsând butonul ‘Start măsură’ (figura 6.27).

Fig. 6.27 Modul Masuratoare

Aplicația NOVA Q Client va trimite comanda ‘Start măsură’ la aplicația NOVA Q Server. Așa cum a fost menționat, comunicația între aplicații se face pe Ethernet deci este nevoie ca ambele calculatoare pe care sunt instalate cele doua aplicații să fie în aceeași rețea locală. Revenând la butonul ‘Start măsură’, comanda va fi trimisă la IP-ul scris în căsuța de text situată lângă butonul Conectare. La acel IP trebuie sa se afle aplicația NOVA Q Server.

La primirea comenzii, aplicația NOVA Q Server va porni comunicația cu aparatul hardware NOVA Q și în timp ce prelucrează informațiile ce sunt trimise de către aparat, aplicația NOVA Q Server poate fi contactat oricând de către clienți- ‘NOVA Q Client’ pentru a le putea oferi date în timp real în cazul în care utilizatorii aplicațiilor NOVA Q Client doresc acest lucru simultan.

Evident, nu se pot porni mai multe măsurători, de aceea dacă utilizatorul va apăsa din nou butonul ‘Start măsură’ va apărea un mesaj de eroare (figura 6.24).

Acest mesaj poate apărea și în cazul în care o măsurătoare a fost deja pornită în altă sesiune a aplicației NOVA Q Client, fie pe același calculator, fie pe altul. Pentru a opri o măsurătoare se va apăsa butonul ‘Stop măsură’.

Aceste doua butoane ‘Start măsură’ și ‘Stop măsură’ au efecte imediate asupra aplicației NOVA Q Server și utilizatorul poate vedea asta în Modulul Status Server, acolo unde este actualizat statusul aplicației NOVA Q Server.

Fig. 6.28 Mesaj de eroare la a doua apăsare buton ‘Start măsură’

Modulul Status Server

Acest modul este în strânsă legătură cu Modulul Măsurătoare pentru ca orice acțiune a utilizatorului la măsurătoare va afecta evident, statusul Serverului (figura 6.29).

Fig. 6.29 Modul Status Server

Așa cum se vede în figura 6.29, aparatul are status ‘Server Q măsoară’ ceea ce înseamnă ca aplicația NOVA Q Server desfășoară o măsurătoare. Măsurătoarea constă în achiziția de date a aplicației NOVA Q Server de la aparatul hardware NOVA Q, date ce sunt prelucrate și apoi stocate pe hard-diskul local. Utilizatorul poate vedea și cât spațiu liber mai este disponibil pe hard-diskul calculatorului unde rulează aplicația NOVA Q Server și de asemenea poate vedea chiar și timpul aproximativ (în ore) în care s-ar umple acel spațiu liber dacă se continuă cu măsurătoarea.

Modulul Achiziție Real-Time

Acest modul are ca scop achiziția și vizualizarea datelor prelucrate de aplicația NOVA Q Server, în cazul în care o măsurătoare este în desfășurare (figura 6.30).

Fig. 6.30 Modul Achizitie Real-Time

Achiziția se poate face în doua moduri: continuu sau singular. Achiziția continuă presupune alegerea unui interval (în secunde) de către utilizator, acest interval reprezentând

Frecvența interogării datelor de la aplicația NOVA Q Server. Intervalul va fi introdus în căsuța de text prezentată în figura 6.31.

Fig. 6.31 Achiziție Real-Time continuă

În mod normal acest interval trebuie să fie mai mare de două secunde pentru ca valorile mărimilor și graficele să fie vizualizate într-un mod coerent, adică viteza de schimbare a valorilor mărimilor să nu fie mai mare decât viteza de citire a utilizatorului. După alegerea intervalului dorit, utilizatorul va apăsa butonul ‘Start achiziție’ pentru ca procesul de recepție și vizualizare de informații să înceapă.

Acest proces poate fi întrerupt oricând prin apăsarea butonului ‘Stop achiziție’, de asemenea procesul de achiziție poate fi repornit oricând prin apăsarea butonului ‘Start achiziție’. Dacă în schimb se apasă de doua ori consecutiv butonul ‘Start achiziție’, utilizatorul este avertizat că procesul de achiziție este deja început printr-un mesaj de eroare (figura 6.32):

Fig. 6.32 Mesaj de eroare la a doua apasare buton ‘Start achiziție’

Al doilea mod de achiziție Real-Time este cel singular. Dacă se apasă pe oricare din butoanele submodulului "Achiziție Real-Time singular" se vor afișa informațiile corespunzatoare butonului apăsat (figura 6.33).

Fig. 6.33 Submodulul Achiziție Singulară din cadrul modulului Achiziție Real-Time

"Achiziția singulară" funcționeaza chiar dacă este pornită "achiziția continuă". Modulul "Achiziție Real-Time" are un status al aplicației NOVA QS Client. Acest status are rolul de a informa utilizatorul dacă aplicația NOVA QS Client achizitionează date de la server sau nu (figura 6.34).

Fig. 6.34 Status Client

Modulul Valori Marimi Măsurate Real-Time

Acest modul cuprinde valorile în timp real ale mărimilor măsurate sau calculate de

către aplicația NOVA QS Server și transferate la aplicația NOVA QS Client prin intermediul achiziției, fie continuă, fie singulară (figura 6.35).

Fig. 6.35 Modulul "Valori Mărimi Măsurate Real-Time"

Apăsarea butonului ‘Legenda’ are ca scop afișarea numelor complete ale mărimilor din cadrul modulului, așa cum se vede în figura 6.36.

Fig. 6.36 Legenda mărimi achiziționate

Modulul Teme Grafice

Utilizatorul beneficiază de teme grafice pentru a vizualiza cât mai bine și mai clar datele și informațiile afișate. Este recomandată varianta pe negru deoarece contrastul între culori este cel mai puțin obositor pentru ochii operatorului uman (figura 6.37).

Fig. 6.37 Modulul Teme Grafice

Ca exemplu, în figurile 6.38 și 6.39 sunt prezentate cele doua teme grafice:

Fig. 6.38 Varianta ‘negru’ a aplicației NOVA QS Client

Fig. 6.39 Varianta ‘gri’ a aplicației NOVA QS Client

Modulul NOVA Q

Acest modul conține sigla companiei producătoare și două butoane: ‘Help’ și ‘About’ (figura 6.36). Apăsarea butonului ‘Help’ va deschide un pdf ce reprezintă manualul de utilizare al aplicației software NOVA Q.

a) negru b) gri

Fig. 6.40 Modul NOVA Q

Butonul ‘About’ afișează informații despre firma producătoare, versiunea aplicației, site-ul companiei, precum și numere de telefon sau fax (detalii contact companie producătoare a produsului Nova Industrial S.A.), figura 6.41.

Fig. 6.41 Fereastra ce se deschide la apăsarea butonului ‘About’

Modulul Parametri Calibrare

Acest modul are ca scop principal calibrarea informațiilor achiziționate de la aparatul NOVA Q (figura 6.42). Acest modul este prezent și la aplicația NOVA Q Server.

Fig. 6.42 Modul Parametri Calibrare

Așa cum se vede în figura 6.42, acest modul conține 12 căsuțe de text, fiecare reprezentând valoarea unui parametru (‘multiplier’ sau ‘offset’). Pe lângă căsuțele de text, modul mai are și două butoane: ‘Citește parametri’ și ‘ Modifică parametri’. Butonul ‘Citește parametri’ va completa casuțele de text cu valori aduse de la aplicația NOVA Q Server.

În cazul în care dorim să schimbăm parametrii care sunt folosiți de către aplicația server în calcularea datelor, se va folosi butonul butonul ‘Modifica parametri’. Acesta va trimite la aplicația NOVA Q Server valorile din căsuțele text completate de către utilizator, iar ele vor fi folosite începând cu prima măsurătoare ce va fi pornită ulterior de către utilizator.

Modulul Achiziție Off-line

Fiecare măsurătoare care este pornită de aplicația NOVA Q Client va crea un folder pe hard-diskul local unde rulează aplicația NOVA Q Server (figura 6.43).

Fig. 6.43 Modul Achizitie Offline

Fiecare astfel de folder creat de o măsurătoare conține mai multe fișiere cu date prelucrate de către aplicația NOVA QS Server. Există mai multe tipuri de astfel de fișiere. Un tip de fișiere îl reprezintă fișierele ce sunt scrise la secundă și care conțin informații brute despre mărimile măsurate. Un alt gen de fișiere ar fi cele care rețin RMS-uri sau Puteri, deci fișiere în care au fost concentrate informații prelucrate de un anumit tip.

Achiziția Offline se poate face doar dacă nu este o măsurătoare în desfașurare, deoarece această achiziție poate fi un proces care poate dura un timp mai îndelungat și ar afecta buna funcționare a aplicației NOVA Q Server. Utilizatorul va alege o măsurătoare (ce reprezintă un folder pe hard-diskul local al aplicației NOVQ Q Server) din lista derulantă prezentată în figura 6.44.

Fig. 6.44 Lista derulanta ‘Alegere măsurătoare’

Butonul ‘Refresh lista măsurători’ va actualiza la client, lista de foldere aflate pe hard-diskul serverului QS ce conțin date despre toate măsurătorile efectuate pe acel server. Utilizatorul va vedea lista de foldere actualizata în lista derulantă prezentată în figura 6.40.

Modul achiziție conține 3 butoane ce aduc informații de pe hard-diskul aplicației NOVA Q Server, direct pe hard-diskul aplicației NOVA Q Client, prin intermediul legăturii Ethernet ce este asigurată între aplicații. Aceste butoane sunt: ‘Date complete măsuratoare’, ‘Date sumare măsurătoare’și ‘Depășiri limite măsurătoare’. Al 5-lea buton al modulului ‘Achiziție Offline’ și anume ‘Sterge măsurătoare’ va avea ca efect ștergerea fizică a datelor de pe hard-diskul aplicației NOVA Q Server.

Modulul Fazori și Modulele Grafice

Aceste module au rolulul de reprezentare grafică a mărimilor achiziționate de la aplicația NOVA Q Server. Modulul fazori arată utilizatorului defazajul între tensiuni și curenți (figura 6.45).

Au fost folosite notațiile curente din sistemul energetic: culoarea roșu pentru curentul și tensiunea pe faza R, culoarea galben pentru curentul și tensiunea pe faza S, culoarea

Fig. 6.45 Fazori

albastru pentru curentul și tensiunea pe fază T, tensiunile au săgeți mai ascuțite, iar curenții au vârful săgeții alcătuit dintr-un triunghi.

Aplicația NOVA Q Client oferă utilizatorului și alte trei tipuri de grafice: grafice undă (figura 6.46), grafice de armonici (figura 6.47), și respectiv grafice ‘trend’ (figura 6.48) care arată cum se modifică mărimile în timp. Graficele se vor actualiza la intervalul de secunde specificat de utilizator la modulul Achiziție Real-Time continua.

Fig. 6.46 Exemplu Grafic undă

Fig. 6.47 Exemplu Grafic armonici

Fig. 6.48 Exemplu Grafic trend

În figura 6.49 se poate observa un meniu de opțiuni de prelucrare a graficelor din aplicația NOVA Q Client. Acest meniu este disponibil dacă utilizatorul va apăsa click dreapta cu mouse-ul pe oricare din cele 3 grafice.

Fig. 6.49 Meniu Grafice

Opțiunea ’Copy’ îi dă posibilitatea utilizatorului să copieze graficul

și să îl introducă în alt document. Opțiunea ‘Save Image As…’ are ca efect salvarea pe hard-disk a graficului, la o locație aleasă de utilizator. Opțiunea ‘Print…’ are ca efect imprimarea graficului, la o imprimantă conectată la rețeaua locală.

De asemenea meniul disponibil la fiecare grafic mai conține și opțiuni de ‘zoom’ sau afișări de valori ale punctelor pe grafic (‘Show Point Values’). Utilizatorul poate mări ( ‘zoom’ ) o porțiune din grafic prin selecție cu click stânga al mouse-ului.

Aceste opțiuni sunt disponibile și la apăsarea butoanelor ‘Undă’ și ‘Armonici’ de la modulul ‘Achiziție Real-Time’ singular.

Unele module pot fi accesate doar de administrator, de aceea ele sunt protejate cu parola așa cum se poate vedea și în figura 6.50.

Fig. 6.50 Introducere parolă mod administrator

Deci:

Utilizarea aplicației NOVA Q Client presupune o conectare inițială la Server-ul

NOVA Q (tipurile A sau S). Acest lucru se realizează prin completarea adresei IP a server-ului la care se dorește conectarea în secțiunea dedicată din partea stângă sus a ferestrei principale. Conectarea este efectuată după apăsarea butonului din cadrul aceste secțiuni. Astfel aplicația NOVA QA Client este conectata la aplicația NOVA Q Server deschisă la IP-ul ales.

Utilizatorul poate porni o măsurătoare nouă prin apăsarea butonului Start măsura. În acest fel aplicația Server primește comanda de a primi pachetele TCP de la placa de achiziție integrată în NOVA Q. Butonul Stop Măsură oprește comunicarea între aplicația Server și echipamentul hardware.

Vizualizarea datelor în timp real la aplicația Client poate fi realizată prin apăsarea butonului „Start achiziție”. Datele sunt transmise de la aplicația Server la aplicația Client; intervalul periodic de transmisie este ales de utilizator. Butonul „Stop Achiziție” întrerupe transmisia de date dintre aplicația Server și aplicația Client.

Informațiile recepționate de la Server sunt afișate sub formă de grafice și sub formă tabelară. Graficele afișate în fereastra principală sunt următoarele:

unda tensiunilor și curenților în domeniul timp ce prezintă un număr de perioade din eșantionul actual pentru a permite utilizatorului o apreciere vizuală a acestora;

armonici – ale tensiunilor și curenților în domeniul frecvență împreună cu amplitudinile acestora grupate pe ranguri obținându-se asfel armonicile de curent și tensiune de același rang pe pozitții succesive;

grafic de evoluție în timp – al tensiunilor și curenților ce permite vizualizarea trendului mărimilor monitorizate;

reprezentarea fazoriala a curenților și tensiunilor în acelați sistem de coordonate.

Modulul software Nova-QA Client permite pornirea, oprirea sau programarea unei măsurători de la distanță, atâta timp cât este indeplinită condiția obligatorie că stația pe care se rulează modulul Nova QA client și echipamentul Nova-QA se află în aceeași rețea LAN și au IP-uri accesibile reciproc.

Modulul Nova QA Client dispunde de două tipuri de funcții: funcții on-line (ce se

activează în momentul în care o măsurătoare este în desfășurare), și funcții off-line ( ce se

activează atunci când echipamentul Nova QA se află într-o stare de stand-by).

Funcțiile off-line sunt destinate configurării echipamentului Nova QA (aceasta

neputând fi realizată în timp ce măsurătoarea este în curs de desfășurare), organizării spațiului

de stocare din interiorul LPU-ului (stergere date măsurători anterioare, copiere date

măsurătoare locală pe stația de lucru a clientului), prezentare în mod tabelar istoricul valorilor

măsurate și copiate local de la unul sau mai multe echipamente cu posibilitatea de export și

reprezentări grafice .

Functia off-line principala pe care o poate realiza aplicatia Nova-QA Client este destinata centralizarii datelor de la mai multe aparate similare, instalate in locatii diferite, dar conectate in aceeasi retea LAN si vizualizarea datelor comparativ de la aceste aparate, fiind posibile numeroase interpretari si explicari a fenomenelor ce apar, datele fiind inregistrate simultan.

Funcțiile on-line repetă oarecum funcționalitațile grafice ale aplicației server, clientul

interogând la minim 1 secundă, maxim setabil de către utilizator, serverul și afișând formele

de undă, amplitudinile armonicilor, diagramele fazoriale și valorile pentru toți parametrii

măsurați.

Pe lângă aceasta, există și posibilitatea de vizualizare a variației în timp a uneia sau a

mai multor mărimi, graficul fiind unul dinamic, modificânu-se la fiecare nou set de date

primit de la sever cu adăugarea acelor noi date pe grafic, observânduse asfel trend-ul mărimii/mărimilor alese.

De asemenea ca funcție on-line este și interogarea ramurii modulului software Nova-

QA Server ce se ocupă cu evaluarea depășirilor limitelor impuse de standardele în vigoare

sau după caz, a limitelor impuse de beneficiar, și a evenimentelor apărute de tip swell, dip sau

întrerupere.

Pachetul software precum și echipamentul NOVA QA poate fi ușor parametrizat

conform cerințelor specifice ale utilizatorului și poate de asemenea fi ușor dezvoltat/upgradat

conform unor noi cerințe tehnice.

Printre funcțiile pachetului software se mai pot enumera și:

– achiziția, agregarea, stocarea și procesarea datelor de la mai multe monitoare de

calitatea energiei;

– tehnologie client/server;

– parametrizare centralizată a valorilor măsurate;

– agregarea datelor la nivel de echipament NOVA QA și la nivel central;

– singronizarea ceasurilor echipamentelor cu cel al unui punct central de referință

(conform IEC 61000-4-30);

– transmisii securizate ale datelor între echipamente și punctul central;

– acces securizat pe nivele bazat pe nume de utilizatori și parole;

– interfața cu utilizatorul complexa, intuitivă și ușor de folosit.

Pe ecranul TFT LCD integrat în echipamentul Nova-QA, se pot vizualiza următoarele:

Captare 6 forme de undă simultan (3 curenți și 3 tensiuni), figura 6.51;

Zoom pe doua axe (figura 6.52);

Diagrama fazorială în timp real (figura 6.53);

Afișare forme de unde o dată pe secundă (local);

Afișare forme de unde o dată la doua secunde (la distanță), figura 6.54;

Grafic cu bare pentru armonici/interarmonici (figura 6.55);

Măsura valori în timp real pentru tensiuni, curenți, frecvența, factor de putere, armonici, puteri, energii, flicker, dip, swell, nesimetrie, dezechilibru (fig. 6.56);

Grafic de evoluție pentru tensiuni, curenți (figura 6.57);

Lista de evenimente cu depășiri ale limitelor impuse

Istoric sub formă tabelară și grafica pentru diferite tipuri de agregări ale datelor (figura 6.58 – 6.60).

Fig. 6.51

Fig. 6.52

Figura 6.53 Diagrama fazorială în timp real, tensiuni și curenți pe fază

Figura 6.54 Fereastra Nova-QA Client de afișare a informațiilor cu grafic unda pentru tensiuni și curenți

Fig. 6.55 Grafic cu bare pentru armonici/interarmonici

Fig. 6.56 Valori mărimi măsurate în timp real

Fig. 6.57 Grafic evoluție mărimi măsurate

Fig. 6.58 Istoric date brute cu RMS tensiuni și curenți (la 200ms)

Fig. 6.59. Istoric date agregate la 10 minute pentru flicker

Fig. 6.60 Istoric puteri afișat sub formă tabelara și grafica (grafic de evoluție)

7. CONCLUZII GENERALE ȘI CONTRIBUȚII

7.1. Concluzii generale

7.1.1. Calitatea energiei electrice furnizată consumatorilor, pe o piață concurențială de

energie, va reprezenta unul dintre criteriile importante ale consumatorului în alegerea

furnizorului, dar și în acceptarea de către furnizor a racordării consumatorilor perturbatori.

Monitorizarea nivelului calității energiei electrice oferită de către furnizor dar și a nivelului

perturbațiilor electromagnetice determinate de consumator reprezintă un element de bază

în realizarea unei relații contractuale corecte furnizor – consumator.

7.1.2. Creșterea continuă a nivelului perturbațiilor sub formă de armonice determinat de tehnologiile moderne ale consumatorilor precum și exigențele sporite ale consumatorilor privind calitatea tensiunii pe barele de alimentare, impun existența unui număr mare de echipamente de monitorizarea specializate care să ofere informațiile necesare caracterizării, în conformitate cu normativele actuale, a nivelului calității energiei electrice din nodurile rețelei electrice.

7.1.3. Echipamentele de monitorizare inteligente au scopul de a face accesibil controlul individual al unui parametru de calitate, atât de către consumator cât și de către furnizor, în timp real și pe durate nelimitate; de asemenea, trebuie să cuprindă proceduri standard pentru prelucrarea datelor pe intervale mari de timp și să ofere posibilitatea conectării într-un sistem ierarhic superior care asigură managementul energetic al consumatorului. Trebuie să permită oricând, cu ușurință, verificarea încadrării în valorile admisibile.

7.1.4. Una din cele mai dificile probleme ale managementului activelor este determinată de complexitatea corelării între costuri și calitate – în special separarea efectelor economice de cele tehnice.

7.1.5. Analiza costurilor operatorilor rețelelor electrice de transport a energiei electrice, scoate în evidență faptul că cel mai mare potențial pentru creșterea eficienței este optimizarea problemelor legate de componentele sistemului (principala contribuție la costul de capital) și respectiv menținerea echipamentelor în stare tehnică corespunzătoare pe o durată de timp cât mai mare, peste durata lor de viață standard (principala contribuție la costurile de operare).

7.1.6. Folosirea contorizării inteligente, ce deschide calea rețelelor inteligente, aduce un model complet nou și complex de interrelaționare, care reprezintă o provocare pentru punerea în aplicare a legislației privind protecția datelor. În statele membre ale UE există păreri foarte diferite pe această temă, atât în ceea ce privește evoluția implementării, precum și modalitățile de aprovizionare cu energie, care complică și mai mult situația. Cu toate acestea, este foarte clar faptul că punerea în aplicare a contorizării inteligente este proiectată la scară largă: se estimează că marea majoritate a cetățenilor europeni își vor instala contoare inteligente până la sfârșitul acestui deceniu.

7.1.7. Intrucat contoarele inteligente prelucreaza și date cu caracter personal este necesară aplicarea legislației privind protecția datelor în acest caz.

7.1.8. Sistemul de contorizare inteligentă deschide calea către noi modalități de prelucrare a datelor și de furnizare de servicii către consumatori.

Indiferent de prelucrare, fie că este similară cu tipul de prelucrare care exista înainte de apariția contoarelor inteligente, fie că este una nouă, operatorul de date trebuie să fie

identificat în mod clar și este necesar să se stabilească obligațiile care decurg din legislația privind protecția datelor, inclusiv luarea în considerare a vieții private începând din momentul conceperii, a securității și a drepturilor persoanei vizate.

Persoanele vizate trebuie să fie corect informate cu privire la modul în care le sunt

prelucrate datele și să fie conștiente de diferențele fundamentale în modul în care le

sunt prelucrate datele, în vederea acordării unui consimțământ valid.

7.1.9. Concepția menționată privind managemenul consumului energiei electrice și a parametrilor de calitate a energiei activelor se bazează pe date și informații de calitate, coerente și valide privind performanțele tehnice ale mijloacelor fixe și respectiv nivelurile acceptabile de risc/disponibilitate.

7.1.10. Pentru reducerea costurilor de exploatare, ușurarea evaluării opțiunilor de mentenanță și respectiv pentru reducerea la minimum posibil a riscului nelivrării energiei la consumatori sau a livrării energiei electrice la nivel calitativ sub standarde sau sub prevederile contractuale, sistemul de management conceput în cadrul lucrării se bazează pe folosirea echipamente inteligente și a unor programe software dedicate și performante pentru:

evaluarea parametrilor de consum și de calitate a energiei electrice;

identificarea riscului în furnizarea continuă și la parametrii impuși a energiei electrice la consumatorii finali;

determinarea necesității și a urgenței lucrărilor de mentenanță sau reparații a echipamentelor de monitorizare și control a energiei electrice;

stabilirea ordinii de prioritate a lucrărilor de mentenanță;

realizarea bazei de date informatizate.

7.2. Contribuțiile principale ale autorului

Dintre contribuțiile principale ale autorului în cadrul tezei se menționează:

7.2.1. Cercetarea bibliografică, analiza critică și sistematizarea materialului informativ existent în literatura de specialitate cu măsurarea și monitorizarea consumului de energie electrică și a parametrilor de calitate a energiei electrice, evidențiind actualitatea temei, domeniile noi de cercetare în conformitate cu directivele Comisiei Europene, scotând în evidență perturbațiile care pot afecta parametrii de calitate a energiei, sintetizând condițiile pentru achiziția și prelucrarea datelor care definesc parametrii de calitate ai energiei electrice,

studiu bazat pe informațiile conținute în peste 130 de referințe bibliografice.

7.2.2. Pe baza cercetărilor bibliografice autorul a elaborat specificația tehnică care stă la baza realizării în premieră în România, ca o contribuție în cadrul tezei, a echipamentului pentru măsurarea consumului de energie electrică și monitorizarea parametrilor de calitate a energiei electrice, în conformitate cu cerințele actuale ale standardelor internaționale și naționale, specifice.

7.2.3 În cadrul lucrării a fost realizată o concepție proprie privind managementul consumului energiei electrice și a parametrilor de calitate a energiei, care asigură:

adaptarea la schimbările instituționale;

maximizarea disponibilității rețelei de distributie a energiei electrice;

fundamentarea deciziilor de mentenanță și/sau retehnologizare;

stabilirea strategiei, a obiectivelor, responsabilităților, cerințelor și a modului de îndeplinire a acestora, privind asigurarea alimentării sigure cu energie electrică a consumatorilor;

asigurarea fiabilității echipamentelor și creșterea siguranței în funcționare;

crearea unei strategii coerente de identificare, evaluare, tratare și administrare a riscurilor;

asigurarea datelor și informațiilor specifice, necesare implementării în

viitorul apropiat a managementului riscului;

crearea și optimizarea fluxurilor informaționale necesare activităților și

asigurarea unui feed – back corespunzător;

asigurarea interfețelor între entități diferite;

identificarea, controlul și optimizarea costurilor;

documentarea activităților;

stabilirea, evaluarea și urmărirea criteriilor de performanță;

stabilirea măsurilor eficiente de îmbunătățire a performantelor.

7.2.4. Pe baza cercetărilor efectuate, autorul în colaborare cu echipa de colaboratori

(specialiști în domenii specifice: electronica industriala, automatica, informatica,

Telecomunicații) a realizat, testat, expertimentat și folosit în mod curent în instalațiile Transelectrica echipamentul NOVA QA destinat măsurării în clasa A (conform standardului SR EN 61000-4-30) și monitorizării parametrilor de consum și respectiv de calitate a energiei electrice, practic un echipament original și autonom de monitorizare a calității energiei electrice.

7.2.5. Echipamentul NOVA QA conceput cu aportul personal al autorului tezei, s-a dovedit a fi corespunzător cerințelor standardelor internaționale, fiabil și util beneficiarilor, el

fiind deja testat în mai multe stații de înaltă tensiune aparținând de CNTEE Transelectrica și anume: statia electrică 400/110 kV Dârste (unul din echipamente NOVA QA monitorizează calitatea energiei electrice transportată și distribuită prin transformatorul de 250/250/80 MVA 400/110/20 kV, iar celalalt calitatea energiei electrice la bornele bobinei de compensare/bobina de reactanta shunt de 100 MVAr, 400 kV), stația electrică 220/110 kV Gradiște (cele patru echipamente monitorizează calitatea energiei electrice tranzitată

și distribuită prin doua autransformatoare de 200/200/60 MVA 231/121/10,5 kV, respectiv prin două transformatoare de 25 MVA 110/20 kV), stația electrică 220/110 kV Moștistea

(cele trei echipamente NOVA QA monitorizeaza calitatea energiei electrice tranzitata și distribuită prin autransformatorul de 200/200/60 MVA 231/121/10,5 kV, respectiv prin două transformatoare de 16 MVA 110/20 kV).

BIBLIOGRAFIE

[1] Arie A. ș.a. Poluarea cu armonici a sistemelor electroenergetice funcționând în regim permanent simetric. Editura Academiei Române, 1994 (Premiul Academiei Române “Constantin Budeanu” pentru anul 1994).

[2] Țugulea A., Considerații privind efectele energetice ale regimului deformant. Energetica, vol. XXXIV, nr.1, pag. 27…31, 1986 și vol.XXXIV, nr.3, pag.121…130, 1986.

[3] ERGEG, Towards Voltage Quality Regulation in – An ERGEG Conclusions

Paper E07-E07-EQS-15-03 18 July 2007

[4] CEER, Third Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply. Document C05-QOS-01-03, 6 December 2005

[5] CEER, 2008. Fourth Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply. Available from www.energy-regulators.eu.

[6] ERD, 2000. Contrat d'accès au réseau public de distribution d'électricité pour un site

consommateur éligible raccordé en moyenne tension. Available (in French) from: [www.edfdistribution.fr].

[7] Seljeseth, H., Sand, K., Samdal, K., 2005. Quality of supply regulation in : going beyond EN 50160. In: CIRED 2005, International conference on electricity distribution, ].

[8] P. Heine, P. Pohjanheimo, M. Lehtonen, and E. Lakervi, “A method for estimating the frequency and cost of voltage dips,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 17, pp. 290 – 296, 2002.

[9] P. Heine, P. Pohjanheimo, M. Lehtonen, and E. Lakervi, “Estimating the annual frequency and cost of voltage dips for customers of five Finnish distribution companies,” presented at Electricity Distribution, 2001. Part 1: Contributions. CIRED. 16th International Conference and Exhibition on (IEE Conf. Publ No. 482), 2001.

[10] S. Quaia and F. Tosato, “Interruption costs caused by supply voltage dips and outages in small industrial plants: A case study and survey results,” in The IEEE Region 8 EUROCON. Computer as a Tool, vol. 2, 2003, pp. 258 – 262, vol.2.

[11] A. Ardito and A. Prudenzi, “A survey of power quality aspects at industrial custoners in Italy", prezentat la 17th International Conference on Electricity Distribution, Barcelona, 12-15 May, 2003

[12] J. V. Milanovic and C. P. Gupta, “Probabilistic assessment of financial losses due to

interruptions and voltage dips – Part I: The methodology,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 21, pp. 918 – 924, 2006.

[13] J. V. Milanovic and C. P. Gupta, “Probabilistic assessment of financial losses due to interruptions and voltage dips – Part II: Practical implementation,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 21, pp. 925 – 932, 2006.

[14] M. McGranaghan and B. Roettger, “Economic evaluation of PQ,” IEEE Power Engineering Review, vol. 22, pp. 8 – 12, 2002.

[15] G. J. Lee, M. M. Albu, and G. T. Heydt, “A PQ index based on equipment sensitivity, cost, and network vulnerability,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 19, pp. 1504 – 1510, 2004.

[16] J. Y. Chan, J. V. Milanovic, and A. Delahunty, “Generic failure risk assessment of industrial processes due to voltage dips,” IEEE Transactions on Power Delivery, to be published.

[17] D.Coll-Mayor, J. Pardo, M. Prerez-Donsion, "Analysis of Methodologies for the economical evaluation of Power Quality", prezentat la International Conference on Renewable Energies and Power Quality, Valenvia (), 15th-17th April, 2009

[18] J. Y. Chan and J. V. Milanovic, “Risk based financial assessment of voltage sag mitigation options,” in 10th International Conference onElectricity Distribution , 8-11 June, 2009;

[19] J. Y. Chan and J. V. Milanovic, “Severity indices for assessment of equipment sensitivity to voltage dips and short interruptions,” in IEEE PES General Meeting2007. , 2007.

[20] J. Wang, S. Chen, and T. T. Lie, “Estimating economic impact of voltage dips,” vol. 1, 2004 International Conference on Power System Technology, POWERCON 2004. : Institute of Electrical and Electronics Engineers Inc., , – 5997, , 2004, pp. 350 – 355.

[21] S. Y. Yun and J. C. Kim, “An evaluation method of voltage dip using a risk assessment model in power distribution systems,” International Journal of Electrical Power and Energy Systems, vol. 25, pp. 829 – 839, 2003.

[22] R. C. Leborgne, J. M. C. Filho, J. P. G. d. Abreu, T. C. Oliveira, A. A. Postal, and L. H.

Zaparoli, “Alternative methodology for characterization of industrial process sensitivity to voltage dips” in IEEE Bologna PowerTech Conference Proceedings, vol. 3. , 2003, pp. 6.

[23] F.Tosato and S.Quaia, “A method for the computation of the interruption costs caused by supply voltage dips and outages in small industrial plants,” in The IEEE Region 8 EUROCON 2003. Computer as a Tool, vol. 2, 2003, pp. 249 – 253.

[50] C. P. Gupta, J. V. Milanovic, and M. T. Aung, “The influence of process equipment composition on financial losses due to voltage dips,” in 11th International Conference on Harmonics and Quality of Power, Lake Placid, NY, United States, 2004, pp. 28 – 34.

[24] *** Sistem pentru integrarea sistemelor existente de monitorizare a calității energiei

electrice ISPE, Cod I-913.16.002-Y0-002

[25] J. T. Crozier and W. N. Wisdom, “A PQ and reliability index based on customer interruption costs,” IEEE Power Engineering Review, vol. 19, pp. 59 – 61, 1999.

[26] Y. Shih-An, S. Chun-Lien, and C. Rung-Fang, “Assessment of PQ cost for high-tech industry” presented at Power India Conference, 2006 IEEE, 2006.

[27] M. F. McGranaghan and W. C. Roettger, “The economics of custom power,”

presented at Transmission and Distribution Conference and Exposition, 2003 IEEE

PES, 2003.

[28] M. Lehtonen and B. Lemstrom, “Comparison of the methods for assessing the

customers outage costs,” in International Conference on Energy Management and Power Delivery, vol. 1, 1995, pp. 1 – 6.

[29] A. Tesla, M.F. Akram, R. Burch, G. Carpinelli, G. Chang, V. Dinavahi, C. Hatziadoniu, W. M. Grady, E. Gunther, M. Halpin, P. Lehn, R. Langella, M. Lownstein, A. Medina, T. Ortmeyer, S. Ranade, P. Ribeiro, N. Watson, J. Wikston,, W. Xu: Interharmonics: theory and modeling, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.22, No.4, October 2007, pag. 2335 – 2348;

[30] Zhang D., Xu W., Liu Y., The phase sequence characteristics of interharmonics, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.20, No.4, October 2005, pag. 2563 – 2569;

[31] Li C., Xu W., Tayjasanant T., Interharmonics: basic concepts and techniques for their detection and measurement, Electric Power System Reasearch 00(2003) 1 – 10, www.elsevier.com/locate/epsr;

[32] Tayjasanant T., Wang W., Li C., Xu W., Interharmonic – Flicker Curves, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.20, No.2, April 2005, pag. 1017 – 1024;

[33] Anca Miron#1, Andrei Cziker#2, Mircea Chindris, "Detection and Analysis of Interharmonics",

2nd International Conference on Modern Power Systems MPS 2008, 12-14 november 2008, , pages 317-320;

[34] Bollen, M., Verde, P., 2008. A framework for regulation of rms voltage and short- duration under and overvoltages. IEEE Transactions on Power Delivery. Vol. 23, Issue 4, Oct. 2008, pages: 2105 – 2112.

[35] B. Lee, G. K. Stefopoulos, and A. P. S. Meliopoulos, “Unified reliability and PQ index,” in 12th International Conference on Harmonics and PQ, , 2006.

[36] R. Targosz and J. Manson, “Pan European survey,” in CIRED 19th International Conference on Electricity Distribution, , 2007.

[37] K. Samdal, G. Kjølle, B. Singh, and F. Trengereid,. Customers’ interruption costs: What’s the problem? In: CIRED 2003, International Conference on Electricity Distribution, .

[38] K. K. Kariuki and R. N. Allan, “Evaluation of reliability worth and value of lost load,” IEE Proceedings: Generation, Transmission and Distribution, vol. 143, pp. 171 – 180, 1996.

[39] T. Andersson and D. Nilsson, “Test and evaluation of voltage dip immunity,” and , 27 Nov. 2002.

[40] M. J. Sullivan, T. Vardell, and M. Johnson, “Power interruption costs to industrial and

commercial consumers of electricity,” IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 33, pp. 1448 – 1457, 1997.

[41] Primen, “The cost of power disturbances to industrial & digital economy companies,” EPRI CEIDS, June 2001.

[42] EPRI, “Incentives and penalties for electrical PQ under performance based regulations,” CEA Technologies Inc. (CEATI) T044700-5124, November 2005.

[43] Y. Shih-An, L. Chan-Nan, E. Liu, H. Yu-Chang, and H. Chinug-Yi, “Assessment of interruption cost to high tech industry in ,” presented at Transmission and Distribution Conference and Exposition, 2001 IEEE/PES, 2001.

[44] G. Linhofer, P. Maibach, and F. Wong, “PQ devices for short term and continuous voltage compensation,” in International PQ Conference 2002, , 2002.

[45] E. Emanuel, M. Yang, and D. J. Pileggi, “The engineering economics of power system

harmonics in subdistribution feeders: A preliminary study”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 6, No. 3, August 1991, pp. 1092 – 1098.

[46] J. Pileggi, T. J. Gentile, A. E. Emanuel, E. M. Gulachenski, M. Breen, D. Sorensen, and J. Janczak, “Distribution feeders with nonlinear loads in the Northeast U.S.A.: Part II – Economic evaluation of harmonic effects”, IEEE/PES Winter Meeting, Jan. 1994, New York (USA), 94 WM 090-1 PWRD.

[47] P. Caramia, G. Carpinelli, E. Di Vito, A. Losi, and P. Verde, “Probabilistic evaluation of the economical damage due to harmonic losses in industrial energy systems”, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 11, no. 2, April 1996, pp. 1021 – 1031.

[48] P. Caramia, G. Carpinelli, A. Losi, A. Russo, and P. Verde, “A simplified method for the probabilistic evaluation of the economical damage due to harmonic losses”, 8th Int. Conference on Harmonics and Quality of Power, October 1998, Athens (GR), pp. 767 – 776.

[49] G. Mazzanti, A. Cavallini, G.C. Montanari, P. Caramia, G. Carpinelli, and P. Verde, “An approach to life estimation of electrical plant components in the presence of harmonic distortion,” presented at ICHQP 2004, Lake Placid (NY), .

[50] P. Verde, “Cost of harmonic effects as meaning of standard limits,” Proceedings. Ninth International Conference on Harmonics and Quality of Power, 2000, Volume 1,

1 – 4 Oct. 2000 pp. 257 – 259, vol.1.

[51] P. Caramia and P. Verde, “Cost-related harmonic limits,” Power Engineering Society Winter Meeting, 2000. IEEE Volume 4, 23 – 27 Jan. 2000, pp. 2846 – 2851.

[52] A. Cavallini, D. Fabiani, G. Mazzanti, G.C. Montanari, and A. Contin, “Voltage endurance of electrical components supplied by distorted voltage waveforms,” Proc. 2000 International Symposium on Electrical Insulation, pp. 73 – 76, Anaheim, California (USA), April 2000.

[53] D.Gallo, R. Langella, and A. Testa, “Predicting voltage stress effects on MV/LV components” 2003 IEEE Bologna PowerTech Conference, June 23 – 26, Bologna, Italy. Volume 2.

[54] IEEE Task Force, “The effects of power system harmonics on power system equipment and loads,” IEEE Transactions Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-104, Sept 1985, pp. 2555 – 2563.

[55] IEEE Task Force, “Effects of harmonics on equipment,” IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 8, April 1993, pp. 672 – 680.

[56] M. A. Miner, “Cumulative damage in fatigue,” Journal of Applied Mechanics, September 1945, pp. A159 – A163.

[57] ANSI C84.1-2006, American National Standard for Electric Power Systems and Equipment— Voltage Ratings (60 Hertz)

[58] C. Moldoveanu, C.D. Lungu, C. Humelnicu: "Correct selection of Transformer on-line monitoring" Conference on Condition Monitoring, Diagnosis and Maintenance 2013- CMDM 2013, September 2 – 5, Bucharest, Romania, paper no. 3, ISSN 2344-245X.

[59] V. Militaru, G. Petculescu, F. Farkas, A. Bilc "Sistem de telegestiune a energiei electrice pentru consumatori eligibili" in Masuræri si Automatizæri 2/2004, pag. 10-12

[60] C. J. Melhorn, M. F. McGranaghan "Interpretation and Analysis of Power Quality

Measurements

[61] M Sanduleac, A. POP, R Strutu "Contoare inteligente și Rețele Energetice Inteligente Conferința Rețele Energetice Inteligente, ∙ 21 ‐ 23 SPTEMBRIE 2010

[62] A. Bilc, M. Sarb, "Sisteme de telegestiune a energiei electrice, realizate de

Grupul EnergoBit"

[63] H. Albert, N. Golovanov, C. Golovanov, V. Rășcanu, L. Elefterescu "Monitorizarea calității energiei electrice", FOREN, 2002;

[64] *** IEC Standard Voltages, Publication 38/1983, Amendment 1 IEC Standard Voltages 1994-08, Amendment 2 IEC Standard Voltages 1997-10.

[65] *** Caractéristiques de la tension fournie par les réseaux publics de distribution. EN 50160.

[66] *** Caracteristicile tensiunii furnizate de rețelele publice de distribuție, SR EN 50160/1998.

[67] Albert H. ș.a., Echipament pentru monitorizarea tensiunii în rețelele electrice, Brevet de invenție nr. 116750/26.04.2000.

[68] ANRE 15.1.220.0.01.04/06/99 – Regulament de masurare a cantitatilor de energie

electrica tranzactionate pe piata angro;

[69] ANRE 51.1.112.0.01.07/04/00 – Codul Tehnic al Retelei Electrice de Transport;

[70] ANRE 101/06/06/00 – Codul Tehnic al Retelelor Electrice de Distributie;

[71] EN 50160:2007 Ed.3 "Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution networks".[124] S..L Lau and M.R. Tamjis “The economics of power quality,” IET Power Engineer, pp. 38-41 December/January 2006/07.

[72] IEC/TR 61000-3-6 (2008). Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3-6: Limits – Assessment of emission limits for the connection of distorting installations to MV,

HV and EHV power systems

[73] IEC 61000-4-7: Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-7: Testing and

measurement techniques – General guide on harmonics and interharmonics measurements and instrumentation, for power supply systems and equipment connected there to.

[74] IEC 61000-4-30: Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-30: Testing and measurement techniques – Power quality measurement methods.

[75] SR EN/CEI 62053-11:2004 Echipamente pentru masurarea energiei electrice

(c.a.) Prescriptii particulare Partea 11: Echipament pentru masurare;

[76] SR EN/CEI 62053-22:2004 Echipamente pentru masurarea energiei electrice

(c.a.) Prescriptii particulare Partea 22: Contoare statice pentru energie activa

(clase 0,2S si 0,5S);

[77] SR EN/CEI 62053-21:2004 Echipamente pentru masurarea energiei electrice

(c.a.) Prescriptii particulare Partea 22: Contoare statice pentru energie activa

(clase 1 si 2);

[78] SR EN/CEI 62053-23:2004 Echipamente pentru masurarea energiei electrice

(c.a.) Prescriptii particulare Partea 22: Contoare statice pentru energie reactiva

(clasele 2 si 3);

[79] SR EN 60870-2-1:2001 Echipamente si sisteme de teleconducere. Partea a 2 – a:

Conditii de functionare Sectiunea 1: Alimentare si compatibilitate

electromagnetica;

[80] SR EN/CEI 60870-4:1994 Echipamente si sisteme de teleconducere. Partea a

4 – a: Prescriptii referitoare la performante;

[81] SR EN/CEI 60870-5-x (Sectiunea 1; 2; 3; 4; 5; 101; 102; 103) Echipamente

si sisteme de teleconducere. Partea a 5 – a. Protocoale de transmisie;

[82] SR EN/CEI 62056-21:2003 Echipamente de masurare a energiei electrice.

Schimb de date pentru citirea contoarelor, controlul tarifului si al sarcinii.

Partea 21: Schimb direct de date locale;

[83] SR EN/CEI 50160:2003 – Caracteristicile tensiunii furnizate de retelele

publice de distributie;

[84] SR EN 62052-21:2005 Echipament pentru masurarea energiei electrice (c.a.).

Prescriptii generale, încercari si conditii de încercare. Partea 21: Echipament

pentru tarifare si controlul sarcinii;

[85] SR EN 62054-21:2005 Echipament pentru masurarea energiei electrice (c.a.).

Tarifare si controlul sarcinii. Partea 21: Prescriptii particulare pentru

programatoare;

[86] IEEE recommended practice for evaluating electric power system compatibility with

electronic process equipment, IEEE Std 1346-1998, 1998.

[87] SR EN 62054-61:2004 Echipamente de masurare a energiei electrice.

Schimb de date pentru citirea contoarelor, controlul tarifului si al sarcinii.

Partea 61: Sisteme de Identificare Obiect (OBIS);

[88] SR EN 60687/:2001. Contoare statice pentru energie activa. De curent

alternativ (clasele 0,2 S si 0,5. S);

[89] SR EN 61036 :2001 Contoare statice de energie activa pentru curent

alternativ (Clasele 1 si 2);

[90] SR EN 50160-. Caracteristicile tensiunii în rețelele de distribuție publice;

[91] IEC 61010-1 Safety requirements for electrical equipment for measurement,

control, and laboratory use – Part 1: General requirements;

[92] IEC 61010-031 Safety Requirements for Electrical Equipment for

Measurement, Control and Laboratory Use: Safety requirements for hand-held

probe assemblies for electrical measurement and test;

[93] IEC EN 61010-2-032 Safety requirements for electrical equipment for

measurement, control and laboratory use : Particular requirements for hand

held and hand-manipulated current sensors for electrical test and measurement;

[94] CEI EN 61187 Electrical and electronic measuring equipment – Documentation;

[95] IEC 60529 Degrees of protection provided by enclosures (IP Code);

[96] IEC EN 61558 "Safety of power transformers, power supplies, reactors and

similar products – Part 1: General requirements and tests";

[97] IEC EN 61000-4-7 Electromagnetic compatibility (EMC) : Testing and

measurement techniques – General guide on harmonics and interharmonics

measurements and instrumentation, for power supply systems and equipment

connected thereto;

[98] IEC EN 61000-6-2 Electromagnetic compatibility (EMC): Generic standards –

Immunity for industrial environments;

[99] IEC EN 61000-6-3 Electromagnetic compatibility (EMC): Generic standards –

Emission standard for residential, commercial and light-industrial environments

[100] IEC EN 61326-1 Electrical equipment for measurement, control and laboratory;

use – EMC requirements – Part 1: General requirements;

[101] Directiva 2002/95/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 27 ianuarie

2003 privind restricțiile de utilizare a anumitor substanțe periculoase în

echipamentele electrice și electronice;

[102] Directiva 2002/96/CE a ParlamentuluI European si a Consiliului din 27 ianuarie

2003 privind deșeurile de echipamente electrice și electronice (DEEE Directiva

2003/108/CE a ParlamentuluI European si a Consiliului din 8 Decembrie 2003

care amendeaza Directiva 2002/96/CE privind deșeurile de echipamente electrice

și electronice (DEEE);

[103] NML 1-09-97 “Ceasornice-programatoare cu cuart pentru contoare de energie

electrica”;

[104] NML 020-05 “Ceasornic programatoare pentru contoare de energie electrica”;

[105] NML 5-02-97 Norma de Metrologie Legala; “Contoare de enegie electrica activa”;

[106] NML 005-05 Norma de Metrologie Legala “Contoare de energie electrica activa”;

[107] NML 027-05 Norma de Metrologie Legala “Contoare de energie electrica reactiva;

[108] P133-00 Procedura de încercare/ etalonare / verificare metrologica “Contoare statice

de energie electrica reactiva”;

[109] SR EN/CEI 61358:2003 Inspectie de receptie a contoarelor statice pentru energie

activa de curent alternativ cu conectare directa (clase 1 si 2);

[110] SR EN/CEI 62059-41:2006 Echipamente pentru masurarea energiei electrice.

Dependabilitate. Partea 41: Previziuni de fiabilitate;

[111] H.G. 1660:2005 privind aprobarea unor instructiuni de metrologie legala;

[112] H.G. 264:2006 privind stabilirea conditiilor de introducere pe piata si de punere în

functiune a mijloacelor de masurare.

[113] IEEE recommended practice for evaluating electric power system compatibility with electronic process equipment. IEEE Standard 1346-1998, 1998.

[114] IEEE recommended practice for monitoring electric PQ. IEEE Standard 1159-1995, 1995.

[115] Directive 2006/95/EC of the European Parliament and of the council of 12 december

2006 on the harmonisation of the laws of member states relating to electrical equipment designed for use within certain voltage limits

[116] Directive 2004/108/EC Electromagnetic Compatibility Directive (EMC)

[117] Directive 2002/96/EC of 27 January 2003 on waste electrical and electronic equipment

(WEEE) (WEEE);

[118] Directive 2002/95/EC of the European Parliament and of the Council of 27 January

2003 on the restriction of the use of certain hazardous substances in electrical and

electronic equipment.

[119] IEC/EN 61326 – 1 Electrical equipment for measurement, control and laboratory use – EMC requirements – Part 1: General requirements

[120] IEC 61000-6-5 Compatibilitate Electromagnetică (EMC). Partea 6-5. Standarde

comune. Imunitatea în incinta stațiilor electrice de conexiune și de transformare;

[121] IEC/EN 61000-3-3: Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3-3: Limits – Limitation of voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public low-voltage supply systems, for equipment with rated current ≤16 A per phase and not subject to conditional connection

[122] IEC 61000-4-2: Electrostatic Discharge Immunity Tests;

[123] EN 61000-4-3 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-3 : Testing and measurement techniques – Radiated, radio-frequency, electromagnetic field immunity test

[124] IEC 61850-3 Communication networks and systems for power utility automation –

Part 3: General requirements

[125] IEC 60870-5-101 Telecontrol equipment and systems – Part 5-101: Transmission

protocols – Companion standard for basic telecontrol tasks

[126] IEC 61000-4-4: Electrical Fast Transient / Burst Immunity Test;

[127] IEC 61000-4-5 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-5: Testing and

measurement techniques – Surge immunity test

[128] IEC 61000-4-6 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-6: Testing and

measurement techniques – Immunity to conducted disturbances, induced by radio-

frequency fields;

[129] EN 61000-4-8 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-8: Testing and

measurement techniques – Power frequency magnetic field immunity test;

[130] IEC 61010 Safety requirements for electrical equipment for measurement, control, and

laboratory use – Part 1: General requirements

[131] IEC 60255-27 Measuring relays and protection equipment – Part 27: Product safety

requirements

[132] IEC 60529 Degrees of protection provided by enclosures (IP Code)

[133] SR EN 60870-6-2:2003 (serie) Echipamente și sisteme de teleconducere. Partea 6:

Protocoale de teleconducere compatibile cu standardele ISO și recomandările ITU-T.

[134] Codrin-Doru V. Lungu1, Costin Cepisca2, Constantin Moldoveanu1, Virgil Brezoianu1,

Vasile Aurelian1, Victor Ursianu1, Marius Avramescu1, Irene Ionita1 , Online monitoring and control system of energy consumptions and power quality, paper accepted for

publication in ACER review

[135] Constantin Moldoveanu,Victor Ursianu,Marius Avramescu,Irene Ionita, Goni,Marian

Florea,Ioan Hategan,Mihai Budan,Codrin Lungu,Cristian Humelnicu, "Lifetime management

of power transformers – a romanian experience", CMD 2014, , paper no. 107.

* . *

BIBLIOGRAFIE

[1] Arie A. ș.a. Poluarea cu armonici a sistemelor electroenergetice funcționând în regim permanent simetric. Editura Academiei Române, 1994 (Premiul Academiei Române “Constantin Budeanu” pentru anul 1994).

[2] Țugulea A., Considerații privind efectele energetice ale regimului deformant. Energetica, vol. XXXIV, nr.1, pag. 27…31, 1986 și vol.XXXIV, nr.3, pag.121…130, 1986.

[3] ERGEG, Towards Voltage Quality Regulation in – An ERGEG Conclusions

Paper E07-E07-EQS-15-03 18 July 2007

[4] CEER, Third Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply. Document C05-QOS-01-03, 6 December 2005

[5] CEER, 2008. Fourth Benchmarking Report on Quality of Electricity Supply. Available from www.energy-regulators.eu.

[6] ERD, 2000. Contrat d'accès au réseau public de distribution d'électricité pour un site

consommateur éligible raccordé en moyenne tension. Available (in French) from: [www.edfdistribution.fr].

[7] Seljeseth, H., Sand, K., Samdal, K., 2005. Quality of supply regulation in : going beyond EN 50160. In: CIRED 2005, International conference on electricity distribution, ].

[8] P. Heine, P. Pohjanheimo, M. Lehtonen, and E. Lakervi, “A method for estimating the frequency and cost of voltage dips,” IEEE Transactions on Power Systems, vol. 17, pp. 290 – 296, 2002.

[9] P. Heine, P. Pohjanheimo, M. Lehtonen, and E. Lakervi, “Estimating the annual frequency and cost of voltage dips for customers of five Finnish distribution companies,” presented at Electricity Distribution, 2001. Part 1: Contributions. CIRED. 16th International Conference and Exhibition on (IEE Conf. Publ No. 482), 2001.

[10] S. Quaia and F. Tosato, “Interruption costs caused by supply voltage dips and outages in small industrial plants: A case study and survey results,” in The IEEE Region 8 EUROCON. Computer as a Tool, vol. 2, 2003, pp. 258 – 262, vol.2.

[11] A. Ardito and A. Prudenzi, “A survey of power quality aspects at industrial custoners in Italy", prezentat la 17th International Conference on Electricity Distribution, Barcelona, 12-15 May, 2003

[12] J. V. Milanovic and C. P. Gupta, “Probabilistic assessment of financial losses due to

interruptions and voltage dips – Part I: The methodology,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 21, pp. 918 – 924, 2006.

[13] J. V. Milanovic and C. P. Gupta, “Probabilistic assessment of financial losses due to interruptions and voltage dips – Part II: Practical implementation,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 21, pp. 925 – 932, 2006.

[14] M. McGranaghan and B. Roettger, “Economic evaluation of PQ,” IEEE Power Engineering Review, vol. 22, pp. 8 – 12, 2002.

[15] G. J. Lee, M. M. Albu, and G. T. Heydt, “A PQ index based on equipment sensitivity, cost, and network vulnerability,” IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 19, pp. 1504 – 1510, 2004.

[16] J. Y. Chan, J. V. Milanovic, and A. Delahunty, “Generic failure risk assessment of industrial processes due to voltage dips,” IEEE Transactions on Power Delivery, to be published.

[17] D.Coll-Mayor, J. Pardo, M. Prerez-Donsion, "Analysis of Methodologies for the economical evaluation of Power Quality", prezentat la International Conference on Renewable Energies and Power Quality, Valenvia (), 15th-17th April, 2009

[18] J. Y. Chan and J. V. Milanovic, “Risk based financial assessment of voltage sag mitigation options,” in 10th International Conference onElectricity Distribution , 8-11 June, 2009;

[19] J. Y. Chan and J. V. Milanovic, “Severity indices for assessment of equipment sensitivity to voltage dips and short interruptions,” in IEEE PES General Meeting2007. , 2007.

[20] J. Wang, S. Chen, and T. T. Lie, “Estimating economic impact of voltage dips,” vol. 1, 2004 International Conference on Power System Technology, POWERCON 2004. : Institute of Electrical and Electronics Engineers Inc., , – 5997, , 2004, pp. 350 – 355.

[21] S. Y. Yun and J. C. Kim, “An evaluation method of voltage dip using a risk assessment model in power distribution systems,” International Journal of Electrical Power and Energy Systems, vol. 25, pp. 829 – 839, 2003.

[22] R. C. Leborgne, J. M. C. Filho, J. P. G. d. Abreu, T. C. Oliveira, A. A. Postal, and L. H.

Zaparoli, “Alternative methodology for characterization of industrial process sensitivity to voltage dips” in IEEE Bologna PowerTech Conference Proceedings, vol. 3. , 2003, pp. 6.

[23] F.Tosato and S.Quaia, “A method for the computation of the interruption costs caused by supply voltage dips and outages in small industrial plants,” in The IEEE Region 8 EUROCON 2003. Computer as a Tool, vol. 2, 2003, pp. 249 – 253.

[50] C. P. Gupta, J. V. Milanovic, and M. T. Aung, “The influence of process equipment composition on financial losses due to voltage dips,” in 11th International Conference on Harmonics and Quality of Power, Lake Placid, NY, United States, 2004, pp. 28 – 34.

[24] *** Sistem pentru integrarea sistemelor existente de monitorizare a calității energiei

electrice ISPE, Cod I-913.16.002-Y0-002

[25] J. T. Crozier and W. N. Wisdom, “A PQ and reliability index based on customer interruption costs,” IEEE Power Engineering Review, vol. 19, pp. 59 – 61, 1999.

[26] Y. Shih-An, S. Chun-Lien, and C. Rung-Fang, “Assessment of PQ cost for high-tech industry” presented at Power India Conference, 2006 IEEE, 2006.

[27] M. F. McGranaghan and W. C. Roettger, “The economics of custom power,”

presented at Transmission and Distribution Conference and Exposition, 2003 IEEE

PES, 2003.

[28] M. Lehtonen and B. Lemstrom, “Comparison of the methods for assessing the

customers outage costs,” in International Conference on Energy Management and Power Delivery, vol. 1, 1995, pp. 1 – 6.

[29] A. Tesla, M.F. Akram, R. Burch, G. Carpinelli, G. Chang, V. Dinavahi, C. Hatziadoniu, W. M. Grady, E. Gunther, M. Halpin, P. Lehn, R. Langella, M. Lownstein, A. Medina, T. Ortmeyer, S. Ranade, P. Ribeiro, N. Watson, J. Wikston,, W. Xu: Interharmonics: theory and modeling, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.22, No.4, October 2007, pag. 2335 – 2348;

[30] Zhang D., Xu W., Liu Y., The phase sequence characteristics of interharmonics, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.20, No.4, October 2005, pag. 2563 – 2569;

[31] Li C., Xu W., Tayjasanant T., Interharmonics: basic concepts and techniques for their detection and measurement, Electric Power System Reasearch 00(2003) 1 – 10, www.elsevier.com/locate/epsr;

[32] Tayjasanant T., Wang W., Li C., Xu W., Interharmonic – Flicker Curves, IEEE Transactions on Power Delivery, Vol.20, No.2, April 2005, pag. 1017 – 1024;

[33] Anca Miron#1, Andrei Cziker#2, Mircea Chindris, "Detection and Analysis of Interharmonics",

2nd International Conference on Modern Power Systems MPS 2008, 12-14 november 2008, , pages 317-320;

[34] Bollen, M., Verde, P., 2008. A framework for regulation of rms voltage and short- duration under and overvoltages. IEEE Transactions on Power Delivery. Vol. 23, Issue 4, Oct. 2008, pages: 2105 – 2112.

[35] B. Lee, G. K. Stefopoulos, and A. P. S. Meliopoulos, “Unified reliability and PQ index,” in 12th International Conference on Harmonics and PQ, , 2006.

[36] R. Targosz and J. Manson, “Pan European survey,” in CIRED 19th International Conference on Electricity Distribution, , 2007.

[37] K. Samdal, G. Kjølle, B. Singh, and F. Trengereid,. Customers’ interruption costs: What’s the problem? In: CIRED 2003, International Conference on Electricity Distribution, .

[38] K. K. Kariuki and R. N. Allan, “Evaluation of reliability worth and value of lost load,” IEE Proceedings: Generation, Transmission and Distribution, vol. 143, pp. 171 – 180, 1996.

[39] T. Andersson and D. Nilsson, “Test and evaluation of voltage dip immunity,” and , 27 Nov. 2002.

[40] M. J. Sullivan, T. Vardell, and M. Johnson, “Power interruption costs to industrial and

commercial consumers of electricity,” IEEE Transactions on Industry Applications, vol. 33, pp. 1448 – 1457, 1997.

[41] Primen, “The cost of power disturbances to industrial & digital economy companies,” EPRI CEIDS, June 2001.

[42] EPRI, “Incentives and penalties for electrical PQ under performance based regulations,” CEA Technologies Inc. (CEATI) T044700-5124, November 2005.

[43] Y. Shih-An, L. Chan-Nan, E. Liu, H. Yu-Chang, and H. Chinug-Yi, “Assessment of interruption cost to high tech industry in ,” presented at Transmission and Distribution Conference and Exposition, 2001 IEEE/PES, 2001.

[44] G. Linhofer, P. Maibach, and F. Wong, “PQ devices for short term and continuous voltage compensation,” in International PQ Conference 2002, , 2002.

[45] E. Emanuel, M. Yang, and D. J. Pileggi, “The engineering economics of power system

harmonics in subdistribution feeders: A preliminary study”, IEEE Transactions on Power Systems, Vol. 6, No. 3, August 1991, pp. 1092 – 1098.

[46] J. Pileggi, T. J. Gentile, A. E. Emanuel, E. M. Gulachenski, M. Breen, D. Sorensen, and J. Janczak, “Distribution feeders with nonlinear loads in the Northeast U.S.A.: Part II – Economic evaluation of harmonic effects”, IEEE/PES Winter Meeting, Jan. 1994, New York (USA), 94 WM 090-1 PWRD.

[47] P. Caramia, G. Carpinelli, E. Di Vito, A. Losi, and P. Verde, “Probabilistic evaluation of the economical damage due to harmonic losses in industrial energy systems”, IEEE Transactions on Power Delivery, vol. 11, no. 2, April 1996, pp. 1021 – 1031.

[48] P. Caramia, G. Carpinelli, A. Losi, A. Russo, and P. Verde, “A simplified method for the probabilistic evaluation of the economical damage due to harmonic losses”, 8th Int. Conference on Harmonics and Quality of Power, October 1998, Athens (GR), pp. 767 – 776.

[49] G. Mazzanti, A. Cavallini, G.C. Montanari, P. Caramia, G. Carpinelli, and P. Verde, “An approach to life estimation of electrical plant components in the presence of harmonic distortion,” presented at ICHQP 2004, Lake Placid (NY), .

[50] P. Verde, “Cost of harmonic effects as meaning of standard limits,” Proceedings. Ninth International Conference on Harmonics and Quality of Power, 2000, Volume 1,

1 – 4 Oct. 2000 pp. 257 – 259, vol.1.

[51] P. Caramia and P. Verde, “Cost-related harmonic limits,” Power Engineering Society Winter Meeting, 2000. IEEE Volume 4, 23 – 27 Jan. 2000, pp. 2846 – 2851.

[52] A. Cavallini, D. Fabiani, G. Mazzanti, G.C. Montanari, and A. Contin, “Voltage endurance of electrical components supplied by distorted voltage waveforms,” Proc. 2000 International Symposium on Electrical Insulation, pp. 73 – 76, Anaheim, California (USA), April 2000.

[53] D.Gallo, R. Langella, and A. Testa, “Predicting voltage stress effects on MV/LV components” 2003 IEEE Bologna PowerTech Conference, June 23 – 26, Bologna, Italy. Volume 2.

[54] IEEE Task Force, “The effects of power system harmonics on power system equipment and loads,” IEEE Transactions Power Apparatus and Systems, Vol. PAS-104, Sept 1985, pp. 2555 – 2563.

[55] IEEE Task Force, “Effects of harmonics on equipment,” IEEE Transactions on Power Delivery, Vol. 8, April 1993, pp. 672 – 680.

[56] M. A. Miner, “Cumulative damage in fatigue,” Journal of Applied Mechanics, September 1945, pp. A159 – A163.

[57] ANSI C84.1-2006, American National Standard for Electric Power Systems and Equipment— Voltage Ratings (60 Hertz)

[58] C. Moldoveanu, C.D. Lungu, C. Humelnicu: "Correct selection of Transformer on-line monitoring" Conference on Condition Monitoring, Diagnosis and Maintenance 2013- CMDM 2013, September 2 – 5, Bucharest, Romania, paper no. 3, ISSN 2344-245X.

[59] V. Militaru, G. Petculescu, F. Farkas, A. Bilc "Sistem de telegestiune a energiei electrice pentru consumatori eligibili" in Masuræri si Automatizæri 2/2004, pag. 10-12

[60] C. J. Melhorn, M. F. McGranaghan "Interpretation and Analysis of Power Quality

Measurements

[61] M Sanduleac, A. POP, R Strutu "Contoare inteligente și Rețele Energetice Inteligente Conferința Rețele Energetice Inteligente, ∙ 21 ‐ 23 SPTEMBRIE 2010

[62] A. Bilc, M. Sarb, "Sisteme de telegestiune a energiei electrice, realizate de

Grupul EnergoBit"

[63] H. Albert, N. Golovanov, C. Golovanov, V. Rășcanu, L. Elefterescu "Monitorizarea calității energiei electrice", FOREN, 2002;

[64] *** IEC Standard Voltages, Publication 38/1983, Amendment 1 IEC Standard Voltages 1994-08, Amendment 2 IEC Standard Voltages 1997-10.

[65] *** Caractéristiques de la tension fournie par les réseaux publics de distribution. EN 50160.

[66] *** Caracteristicile tensiunii furnizate de rețelele publice de distribuție, SR EN 50160/1998.

[67] Albert H. ș.a., Echipament pentru monitorizarea tensiunii în rețelele electrice, Brevet de invenție nr. 116750/26.04.2000.

[68] ANRE 15.1.220.0.01.04/06/99 – Regulament de masurare a cantitatilor de energie

electrica tranzactionate pe piata angro;

[69] ANRE 51.1.112.0.01.07/04/00 – Codul Tehnic al Retelei Electrice de Transport;

[70] ANRE 101/06/06/00 – Codul Tehnic al Retelelor Electrice de Distributie;

[71] EN 50160:2007 Ed.3 "Voltage characteristics of electricity supplied by public distribution networks".[124] S..L Lau and M.R. Tamjis “The economics of power quality,” IET Power Engineer, pp. 38-41 December/January 2006/07.

[72] IEC/TR 61000-3-6 (2008). Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3-6: Limits – Assessment of emission limits for the connection of distorting installations to MV,

HV and EHV power systems

[73] IEC 61000-4-7: Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-7: Testing and

measurement techniques – General guide on harmonics and interharmonics measurements and instrumentation, for power supply systems and equipment connected there to.

[74] IEC 61000-4-30: Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-30: Testing and measurement techniques – Power quality measurement methods.

[75] SR EN/CEI 62053-11:2004 Echipamente pentru masurarea energiei electrice

(c.a.) Prescriptii particulare Partea 11: Echipament pentru masurare;

[76] SR EN/CEI 62053-22:2004 Echipamente pentru masurarea energiei electrice

(c.a.) Prescriptii particulare Partea 22: Contoare statice pentru energie activa

(clase 0,2S si 0,5S);

[77] SR EN/CEI 62053-21:2004 Echipamente pentru masurarea energiei electrice

(c.a.) Prescriptii particulare Partea 22: Contoare statice pentru energie activa

(clase 1 si 2);

[78] SR EN/CEI 62053-23:2004 Echipamente pentru masurarea energiei electrice

(c.a.) Prescriptii particulare Partea 22: Contoare statice pentru energie reactiva

(clasele 2 si 3);

[79] SR EN 60870-2-1:2001 Echipamente si sisteme de teleconducere. Partea a 2 – a:

Conditii de functionare Sectiunea 1: Alimentare si compatibilitate

electromagnetica;

[80] SR EN/CEI 60870-4:1994 Echipamente si sisteme de teleconducere. Partea a

4 – a: Prescriptii referitoare la performante;

[81] SR EN/CEI 60870-5-x (Sectiunea 1; 2; 3; 4; 5; 101; 102; 103) Echipamente

si sisteme de teleconducere. Partea a 5 – a. Protocoale de transmisie;

[82] SR EN/CEI 62056-21:2003 Echipamente de masurare a energiei electrice.

Schimb de date pentru citirea contoarelor, controlul tarifului si al sarcinii.

Partea 21: Schimb direct de date locale;

[83] SR EN/CEI 50160:2003 – Caracteristicile tensiunii furnizate de retelele

publice de distributie;

[84] SR EN 62052-21:2005 Echipament pentru masurarea energiei electrice (c.a.).

Prescriptii generale, încercari si conditii de încercare. Partea 21: Echipament

pentru tarifare si controlul sarcinii;

[85] SR EN 62054-21:2005 Echipament pentru masurarea energiei electrice (c.a.).

Tarifare si controlul sarcinii. Partea 21: Prescriptii particulare pentru

programatoare;

[86] IEEE recommended practice for evaluating electric power system compatibility with

electronic process equipment, IEEE Std 1346-1998, 1998.

[87] SR EN 62054-61:2004 Echipamente de masurare a energiei electrice.

Schimb de date pentru citirea contoarelor, controlul tarifului si al sarcinii.

Partea 61: Sisteme de Identificare Obiect (OBIS);

[88] SR EN 60687/:2001. Contoare statice pentru energie activa. De curent

alternativ (clasele 0,2 S si 0,5. S);

[89] SR EN 61036 :2001 Contoare statice de energie activa pentru curent

alternativ (Clasele 1 si 2);

[90] SR EN 50160-. Caracteristicile tensiunii în rețelele de distribuție publice;

[91] IEC 61010-1 Safety requirements for electrical equipment for measurement,

control, and laboratory use – Part 1: General requirements;

[92] IEC 61010-031 Safety Requirements for Electrical Equipment for

Measurement, Control and Laboratory Use: Safety requirements for hand-held

probe assemblies for electrical measurement and test;

[93] IEC EN 61010-2-032 Safety requirements for electrical equipment for

measurement, control and laboratory use : Particular requirements for hand

held and hand-manipulated current sensors for electrical test and measurement;

[94] CEI EN 61187 Electrical and electronic measuring equipment – Documentation;

[95] IEC 60529 Degrees of protection provided by enclosures (IP Code);

[96] IEC EN 61558 "Safety of power transformers, power supplies, reactors and

similar products – Part 1: General requirements and tests";

[97] IEC EN 61000-4-7 Electromagnetic compatibility (EMC) : Testing and

measurement techniques – General guide on harmonics and interharmonics

measurements and instrumentation, for power supply systems and equipment

connected thereto;

[98] IEC EN 61000-6-2 Electromagnetic compatibility (EMC): Generic standards –

Immunity for industrial environments;

[99] IEC EN 61000-6-3 Electromagnetic compatibility (EMC): Generic standards –

Emission standard for residential, commercial and light-industrial environments

[100] IEC EN 61326-1 Electrical equipment for measurement, control and laboratory;

use – EMC requirements – Part 1: General requirements;

[101] Directiva 2002/95/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 27 ianuarie

2003 privind restricțiile de utilizare a anumitor substanțe periculoase în

echipamentele electrice și electronice;

[102] Directiva 2002/96/CE a ParlamentuluI European si a Consiliului din 27 ianuarie

2003 privind deșeurile de echipamente electrice și electronice (DEEE Directiva

2003/108/CE a ParlamentuluI European si a Consiliului din 8 Decembrie 2003

care amendeaza Directiva 2002/96/CE privind deșeurile de echipamente electrice

și electronice (DEEE);

[103] NML 1-09-97 “Ceasornice-programatoare cu cuart pentru contoare de energie

electrica”;

[104] NML 020-05 “Ceasornic programatoare pentru contoare de energie electrica”;

[105] NML 5-02-97 Norma de Metrologie Legala; “Contoare de enegie electrica activa”;

[106] NML 005-05 Norma de Metrologie Legala “Contoare de energie electrica activa”;

[107] NML 027-05 Norma de Metrologie Legala “Contoare de energie electrica reactiva;

[108] P133-00 Procedura de încercare/ etalonare / verificare metrologica “Contoare statice

de energie electrica reactiva”;

[109] SR EN/CEI 61358:2003 Inspectie de receptie a contoarelor statice pentru energie

activa de curent alternativ cu conectare directa (clase 1 si 2);

[110] SR EN/CEI 62059-41:2006 Echipamente pentru masurarea energiei electrice.

Dependabilitate. Partea 41: Previziuni de fiabilitate;

[111] H.G. 1660:2005 privind aprobarea unor instructiuni de metrologie legala;

[112] H.G. 264:2006 privind stabilirea conditiilor de introducere pe piata si de punere în

functiune a mijloacelor de masurare.

[113] IEEE recommended practice for evaluating electric power system compatibility with electronic process equipment. IEEE Standard 1346-1998, 1998.

[114] IEEE recommended practice for monitoring electric PQ. IEEE Standard 1159-1995, 1995.

[115] Directive 2006/95/EC of the European Parliament and of the council of 12 december

2006 on the harmonisation of the laws of member states relating to electrical equipment designed for use within certain voltage limits

[116] Directive 2004/108/EC Electromagnetic Compatibility Directive (EMC)

[117] Directive 2002/96/EC of 27 January 2003 on waste electrical and electronic equipment

(WEEE) (WEEE);

[118] Directive 2002/95/EC of the European Parliament and of the Council of 27 January

2003 on the restriction of the use of certain hazardous substances in electrical and

electronic equipment.

[119] IEC/EN 61326 – 1 Electrical equipment for measurement, control and laboratory use – EMC requirements – Part 1: General requirements

[120] IEC 61000-6-5 Compatibilitate Electromagnetică (EMC). Partea 6-5. Standarde

comune. Imunitatea în incinta stațiilor electrice de conexiune și de transformare;

[121] IEC/EN 61000-3-3: Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 3-3: Limits – Limitation of voltage changes, voltage fluctuations and flicker in public low-voltage supply systems, for equipment with rated current ≤16 A per phase and not subject to conditional connection

[122] IEC 61000-4-2: Electrostatic Discharge Immunity Tests;

[123] EN 61000-4-3 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-3 : Testing and measurement techniques – Radiated, radio-frequency, electromagnetic field immunity test

[124] IEC 61850-3 Communication networks and systems for power utility automation –

Part 3: General requirements

[125] IEC 60870-5-101 Telecontrol equipment and systems – Part 5-101: Transmission

protocols – Companion standard for basic telecontrol tasks

[126] IEC 61000-4-4: Electrical Fast Transient / Burst Immunity Test;

[127] IEC 61000-4-5 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-5: Testing and

measurement techniques – Surge immunity test

[128] IEC 61000-4-6 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-6: Testing and

measurement techniques – Immunity to conducted disturbances, induced by radio-

frequency fields;

[129] EN 61000-4-8 Electromagnetic compatibility (EMC) – Part 4-8: Testing and

measurement techniques – Power frequency magnetic field immunity test;

[130] IEC 61010 Safety requirements for electrical equipment for measurement, control, and

laboratory use – Part 1: General requirements

[131] IEC 60255-27 Measuring relays and protection equipment – Part 27: Product safety

requirements

[132] IEC 60529 Degrees of protection provided by enclosures (IP Code)

[133] SR EN 60870-6-2:2003 (serie) Echipamente și sisteme de teleconducere. Partea 6:

Protocoale de teleconducere compatibile cu standardele ISO și recomandările ITU-T.

[134] Codrin-Doru V. Lungu1, Costin Cepisca2, Constantin Moldoveanu1, Virgil Brezoianu1,

Vasile Aurelian1, Victor Ursianu1, Marius Avramescu1, Irene Ionita1 , Online monitoring and control system of energy consumptions and power quality, paper accepted for

publication in ACER review

[135] Constantin Moldoveanu,Victor Ursianu,Marius Avramescu,Irene Ionita, Goni,Marian

Florea,Ioan Hategan,Mihai Budan,Codrin Lungu,Cristian Humelnicu, "Lifetime management

of power transformers – a romanian experience", CMD 2014, , paper no. 107.

* . *