Спосіб вимірювання видів електричної енергії

Реферат: Спосіб вимірювання видів електричної енергії (ЕЕ) належить до вимірювальної техніки в електроенергетиці, а саме до вимірювання шкідливих видів енергії, до яких належать: пульсуюча потужність, потужність спотворення та потужність змін напруги та струму. Спосіб призначений: для визначення економічного збитку в електричних мережах та в споживачів при нормальних та при аварійних режимах; для виявлення джерел порушення якості ЕЕ; для визначення величини внеску і долі постачальника та/або споживачів у порушення ЕЕ; а також для діагностики та вдосконалення систем електропостачання. Характерними ознаками способу є вимірювання всіх існуючих на даний час видів ЕЕ, введення критерію кожного виду шкідливої ЕЕ та розклад кожного виду шкідливої ЕЕ на дві частини, перша з яких надходить з мережі (притічна) до споживачів, а друга частина кожного виду шкідливої ЕЕ (стічна) генерується споживачем і надходить у трифазну мережу, а звідти стікає до інших споживачів, приєднаних до мережі спільного користування. Такий поділ шкідливої ЕЕ дає можливість не тільки вимірювати види та величини шкідливих енергій, але й встановити місце знаходження джерела їх виникнення. Спосіб дозволяє точніше встановити кількість та якість постачання/споживання ЕЕ . UA 106730 C2 (12) UA 106730 C2 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 Спосіб вимірювання видів електричної енергії належить до вимірювальної техніки в електроенергетиці, а саме до видів електричної енергії, які виникають при погіршенні якості напруг та струмів у розподільчій мережі. Спосіб призначений для вимірювання: потужності зміни напруги та струму, пульсуючої потужності та потужності спотворень. Такі види енергії належать до шкідливих видів електричної енергії, оскільки вони викликають додаткові втрати в електричній мережі та спричинюють збої у роботі приймачів електричної енергії, особливо електронної апаратури, наприклад обчислювальної техніки, давачів периферійного обладнання обчислювальної техніки та засобів керування особливо складними процесами виробництва. Шкідливі види енергії є відходами (сміттям), які з'являються у процесах генерування, передачі та перетворення електричної енергії. Спосіб дає можливість встановити суб'єкт господарювання (постачальник або споживач), на території якого розташоване джерело виникнення, види та величини видів шкідливої електричної енергії, генерованої джерелом. Крім того, спосіб дає можливість встановити засоби, необхідні для зменшення або повної компенсації кожного виду шкідливої енергії. Спосіб належить до діагностичних засобів вимірювання, у якому відбувається вимірювання складових всіх видів електричної енергії у заданому пункті енергосистеми. Спосіб призначений для виявлення джерел порушення якості електричної енергії (ЕЕ) при всіх видах її погіршення: несиметрії та несинусоїдності напруг, відхиленні напруги, посадках, провалах та перервах напруги, перехідних, коливальних, високочастотних або імпульсних напругах у розподільчій мережі загального призначення. Крім того, спосіб дає можливість виміряти величини внеску і долі постачальника та/або споживачів у погіршення якості ЕЕ та напруг, виражену у вольтах та у кВА шкідливої енергії. Спосіб призначений для обчислення економічного збитку у споживача або постачальника при виникненні аварійних ситуацій, наприклад, при зупинці технологічної лінії, що призвело до значних збитків. Результати вимірювання використовують для діагностики та вдосконалення систем електропостачання та електроспоживання. Трифазна розподільча мережа задовільно працює при симетричному синусоїдному та усталеному режиму роботи при умові, що активна потужність споживання є постійною величиною, незалежною від часу. Однак прогрес у галузі електротехнологій (дугові сталеплавильні печі, печі електрошлакового переплаву, електрозварювальне виробництво, сучасні технологічні лінії, наприклад, з виготовлення упаковок, пристроїв з тиристорним керуванням) спричинив нестабільність системи електроспоживання, що часто призводить до зміни напруги та до виникнення імпульсної напруги, яка накладається на напругу основної частоти, в результаті чого погіршується робота електронної апаратури та виникає збій у її роботі [1,2]. При цьому виникають додаткові втрати енергії [2] та зменшується пропускна здатність трансформаторів та розподільчих мереж. В результаті збитки від шкідливої енергії та перерв живлення, наприклад в США можуть досягати 120 мільярдів доларів на рік [3]. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії [4], при якому компенсують адитивну та мультиплікативну похибки вимірюючих пристроїв. Це дозволяє підвищити точність вимірювання параметрів якості електричної енергії. Недолік способу: неможливість визначення об'єкта господарювання, на території якого виникають складові шкідливої енергії (енергетичне сміття), тобто відходи від споживання якісної енергії, які завдають шкоду і самому споживачеві, і іншим споживачам, і постачальнику. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії [5], який включає створення трьох баз даних: початкової бази даних, одержаної у процесі вимірювання первинних параметрів (напруга, струм, частота) споживача в низьковольтних 0,4 кВ та середньовольтних 3-20 кВ мережах; вторинної бази даних, одержаної від початкової бази даних і яка враховує допустимі значення виміряних та розрахованих параметрів електричної енергії; третинної бази даних, яка не пов'язана з енергетичними властивостями (характеристики часу, метеорологічні умови, стандарти, наприклад, на якість ЕЕ). Аналіз якості електричної енергії виконують за допомогою вхідного блока та процесорного блока розрахунку параметрів якості електричної енергії. З допомогою вихідного блоку та блоку виводу інформації дані вимірювання, обчислення та аналізу параметрів якості електричної енергії доводять до відома користувача. Недолік способу: спосіб не описує у математичній формі алгоритми таких умов, які б дали можливість об'єктивно встановити місце розташування джерела зміни напруги, а саме - у постачальника, чи в споживача. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії [6], при якому вимірюють електричну напругу, встановлюють один або декілька порогів порівняння з допустимими значеннями напруг і при перевищенні допустимих значень напруг порівнюють величину напруг з енергією споживання, після чого записують відомості про аварійну або близьку до аварійної ситуацію для 1 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 аналізу та встановлення джерел погіршення електроспоживання. Недолік методу: складність наступного аналізу та встановлення місця розташування джерела зміни напруги. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії [7-10], який не має чітко визначеного математичного критерію, він розробляється постачальником та споживачем, які укладають між собою страховий договір за участю страхової компанії. Параметри якості електричної енергії вимірюють з допомогою ряду комп'ютерів. Ті параметри (один або декілька) якості ЕЕ, які перевищують допустимі норми і приписані у державному стандарті та страховому полісі, пропонується подавати юридичний позив і у випадку порушення договірного електропостачання подавати вмотивований позив в арбітраж для стягнення страхової компенсації за погіршення якості ЕЕ та нанесені збитки. Недолік способу полягає в тому, що вимірювані параметри якості ЕЕ не дозволяють одержати однозначну та об'єктивну відповідь щодо відповідальності сторін; такі параметри можуть бути знижені або завищені навантаженням споживача, або ж сумісними діями постачальника та споживача. Похибка способу може бути у межах від 30% до 95%. Про позиви до суду одного із споживачів до іншого при умові, що обидва живляться від мережі загального призначення, взагалі не йдеться. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії [11], який включає вимірювання параметрів якості електричних напруг, нормованих міжнародними стандартами. Особливістю способу є те, що поряд зі вказаними вимірюваннями вимірюють миттєве поточне значення потужності. Поточні показники якості електричних напруг порівнюються з пороговими значеннями параметрів якості напруг, приписаними указаними стандартами, та споживаної потужності. В результаті таких порівнянь формується сигнал аварійної ситуації електропостачання, її тривалість. Результати аналізу таких ситуацій подаються або постачальнику, або споживачу, або на пункт переходу ліній електропередач через пункт балансної належності розподільчої мережі. Недолік: спосіб не дає відповіді на причини виникнення аварійної ситуації. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії [12-17], при якому у процесі розрахунку несиметричних та/або нелінійних кіл відповідальність споживача перед електропостачальником пов'язують з напрямками векторів або знаками «плюс» та «мінус» напруг, струмів, їх вищих гармонік або їх симетричних складових. Недолік способу: втрата оперативності та значні фінансові і людські витрати на пошук джерел збурення електричної енергії. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії [18-24], при якому вивчають схему та режим роботи систем електропостачання та електроспоживання, визначають вхідні опори для кожної з вищих гармонік розподільчої мережі та навантажень споживача, для аналізу нелінійних процесів та розрахунку дольового внеску конкретних споживачів використовують теорію нейронних мереж, що дозволяє встановити відповідальність за забруднення напруг мережі вищими гармоніками. В стандарті Російської Федерації [21] на початку вимірювання приймачі споживачів поділяють на лінійні та нелінійні, після чого проводять багатоточкові вимірювання вищих гармонік напруг та струмів з допомогою багатьох аналізаторів електричних режимів, кількість яких дорівнює кількості фідерів підстанції з нелінійними споживачами, а вже по тому встановлюють відповідальність у вигляді вкладу кожного з споживачів у приріст рівню вищих гармонік напруги підстанції. В [21] частково розроблений спосіб встановлення відповідальності споживача з нелінійними та несиметричними навантаженнями, який ґрунтується на введенні симетричного та/або лінійного еквіваленту нелінійного та/або несиметричного навантаження, причому вищевказане таке введення еквіваленту розроблене нами і опубліковане в роботах [33-35]. Недолік: непридатність способу до встановлення відповідальності за виникнення відхилення напруги всіх видів: за коливання та посадки напруги, за імпульсні та високочастотні напруги, а також за перехідні напруги в мережі загального користування. Крім того, спосіб потребує тривалого часу прийняття рішень і є дорогим. Відоме принципове заперечення можливості об'єктивного знаходження винного споживача або постачальника і об'єктивного доказу одного з них у судовому порядку [25], або ж відверта відмова французьких електроенергетиків приймати вимоги споживачів щодо якості енергії у розподільчих мережах [26]. А з інших джерел відомо, що Франція одна з перших країн модернізувала свої лінії електропередач і продовжує вести роботи по збільшенню надійності електропостачання. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії [27-31], при якому застосовують багатоточкове вимірювання параметрів якості електричної енергії (у декількох пунктах мережі) з метою: визначення джерел високочастотних коливань (Швеція); встановлення відповідальності за виникнення перехідних процесів та вищих гармонік у споживачів середніх напруг 3-35 кВ (Італія); несинусоїдності напруг (Колумбія); рівнів напруг, коливань напруг та флікеру 2 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 (Аргентина). Недолік способу: великі витрати людських ресурсів, неоперативність, нечіткість та невпевненість у результатах вимірювання. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії [32], при якому аналогічно до вимірювання реактивної енергії вимірюють сумарне значення шкідливої електричної енергії або її складові (енергію пульсуючої потужності, енергію спотворюючої потужності (викликаної несинусоїдністю напруг та струмів), енергію зміни напруги та струму потужності, енергію імпульсної потужності та енергію прихованої потужності (потроєний добуток напруги прямої послідовності на симетричну складову нульової послідовності). Недолік способу: необхідність доповнення парку активних та реактивних лічильників додатковими лічильниками неякісної енергії. Відомий спосіб вимірювання видів електричної енергії - прототип [33-35], при якому вимірюють напруги та струми та обчислюють потужності навантаження споживача, які розкладають на стічні та притічні складові. Недоліки прототипу: порівняно значна (5%-10%) похибка вимірювання стічних та притічних складових видів електричної потужності при відхиленні напруги всіх видів: при виникненні коливання та посадки напруги, при імпульсних та високочастотних напругах, а також при перехідних напругах в мережі загального користування, швидких видах збурення, а також вплив тривалості на похибку вимірювання видів електричної енергії. У зв'язку з указаними недоліками поставлена задача: зменшити похибку вимірювання видів електричної енергії та розширити їх кількість для досягнення об'єктивності вимірювання втрат енергії, встановити діагноз режиму електричної мережі, визначити дольовий внесок кожної із сторін електропостачання та електроспоживання, а також внесок окремих споживачів у погіршення ЕЕ, а саме: за виникнення коливання та посадки напруги, за виникнення несиметрії, несинусоїдності та відхилення напруги всіх видів: за виникнення коливання та посадки напруги, за імпульсні та високочастотні напруги, а також перехідні напруги в мережі загального користування, зменшити тривалість виявлення джерел погіршення якості електричних напруг, зменшити вплив тривалості вимірювання на визначення назви джерела погіршення якості ЕЕ, використати результати вимірювань для обчислення параметрів засобів та методів відновлення якості ЕЕ, а також пристосувати спосіб для оцінки ефективності засобів та методів покращення якості ЕЕ. Указана задача вирішується шляхом уточнення критеріїв ідентифікації режимів споживачів та постачальника, а також одночасного порівняння (співставлення) прирощень показників погіршення якості напруг і стічних та притічних складових шкідливої потужності, а саме тим, що: у способі вимірювання видів електричної енергії, до яких входять: активна та реактивна енергії, а також енергія змін, наприклад, коливань напруг та струмів, енергія пульсуючої потужності, енергія потужності спотворень та енергія імпульсної потужності, кожна з яких містить притічну складову, яка надходить (притікає) до споживача із трифазної мережі, та стічну складову, яка прямує від споживача до трифазної мережі, який відрізняється тим, що в ньому рівень вхідних напруг u та струмів і за допомогою подільників або трансформаторів зменшують до рівня сигналів аналого-цифрового перетворювача (АЦП), коректують фазний кут між кривими напруги та струму основної та вищих гармонік резисторно-ємнісними фільтрами у кожній фазі, узгоджують опір вхідних сигналів із вхідним опором АЦП, наприклад, за допомогою напівпровідникових повторювачів, вимірювання напруг та струмів проводять через рівні проміжки часу між кожною попередньою та кожною наступною вибірками АЦП, вимірюють напругу та струм у кожній фазі навантаження, шляхом апроксимації приводять три вибірки напруг та три вибірки струмів до одного (приведеного) моменту часу для ідентифікації всіх електромагнітних процесів в трифазній мережі, обчислюють потужності вказаних енергій у кожний приведений момент часу, обчислюють повні опори навантаження у кожний приведений момент часу, кожне прирощення опору навантаження споживача мережі на відрізку між двома приведеними моментами часу розкладають на дві частини, одна з яких не погіршує якість електричної енергії, а друга погіршує якість електричної енергії, кожну групу з трьох опорів навантаження споживача, які не погіршують якість електричної енергії, визначають для кожного виду погіршення якості електричної енергії окремо: за групу трьох опорів частини навантаження споживача, які не погіршують якість електричної енергії, при порушенні симетрії напруг та струмів приймають рівність повних опорів у фазах навантаження споживача Za(сим  Zв(сим  Zс(сим  F(t) , (1) .) .) .) де: Za(cим.), Zв(cим.) та Zc(cим.) - повні опори частини навантаження споживача, які не погіршують якість електричної енергії у фазах А, В та С навантаження споживача, а F(t) функція часу між двома приведеними моментами часу t() та t( +1);  = 1, 2, 3, . , за групу трьох 3 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 опорів частини навантаження споживача, які не погіршують якість електричної енергії, при погіршенні синусоїдності напруг та струмів окремо по кожній фазі приймають рівності ra  j2 * fo * n * La  const  F(t), rв  j2 * fo * n * Lв  const  F(t), rс  j2 * fo * n * Lс  const  F(t) , (2) де: ra, rв та rс - резистивні опори частини навантаження споживача, які не погіршують якість електричної енергії, La, Lв, Lc - індуктивності опорів частини навантаження споживача, які не погіршують якість електричної енергії, у фазах А, В та С відповідно , fo - частота основної гармоніки напруги розподільчої мережі, n - порядковий номер вищої гармоніки, за систему трьох опорів частини навантаження споживача, які не погіршують якість електричної енергії, при нестабільності напруги та струму по кожній фазі на кожному проміжку часу між вибірками приймають рівності za  const  F(t), zв  const  F(t), zс  const  F(t) , (3) де: za, Zв та zc - модулі значень опорів частини навантаження споживача, які не погіршують якість електричної енергії, по фазах А, В та С, неперервно обчислюють період основної гармоніки напруги розподільчої мережі, визначають опір короткого замикання мережі у пункті приєднання споживача, при аналізі для кожного виду спотворень встановлюють окремий темп використання вибірок АЦП від самого високого при аналізі грозових та високочастотних імпульсів до самого малого темпу використання при аналізі несиметричних режимів, при цьому темп використання вибірок напруг та струмів визначається вимогами державних та/або інтернаціональних стандартів, наприклад, ГОСТ 13109-97 або EN 50160-94, вимірюють активну та реактивну складові повної потужності споживача на кожному вибраному відрізку часу, вимірюють загальні потужності шкідливих видів електричної енергії та їх прирощення на кожному обраному проміжку часу, прирощення загальної потужності кожного шкідливого виду електричної енергії розділяють на два прирощення, перше з яких є прирощенням стічної складової потужності, яка викликана частиною навантаження споживача, що погіршує якість електричної енергії, а друга з них є притічною складовою, яка викликана джерелами погіршення електричної енергії поза межами споживача, наприклад, у постачальника, вимірюють загальні прирощення напруг споживача ли, розкладають загальне прирощення напруги на кожному обраному проміжку часу на стічні та притічні складові пропорційно до прирощення величин стічних та притічних потужностей шкідливих видів енергії, обчислюють суми прирощень стічної та притічної складових потужностей кожного виду окремо за вибраний період часу, будують осцилограми прирощень стічних та притічних складових напруг та потужностей стічних та притічних складових в електронному варіанті, порівнюють по часу осцилограми напруг та/або стічної складової прирощення цієї напруги із осцилограмою стічної складової прирощення потужності, за співпадінням появи погіршень якості енергії встановлюють час та тривалість дії стічних складових видів електричної потужності, які можуть викликати пошкодження релейного характеру, наприклад, електричних машин, а накопичувальну (кумулятивну) по часу дію погіршення якості електричної енергії споживача встановлюють за величиною енергії стічної потужності, тобто за сумою добутків прирощень стічної складової потужності на проміжок часу між вибірками протягом всього часу вимірювань, порівнюють по часу осцилограми спотвореної напруги та/або притічної складової прирощення цієї напруги із осцилограмою притічної складової прирощення потужності і встановлюють час та тривалість порушень постачальником якості електричної енергії релейного характеру за збігом притічних складових напруги та потужності, а кумулятивну дію якості електричної енергії постачальника встановлюють за енергією притічної потужності, тобто за сумою добутків прирощень притічної складової потужності на проміжок часу між вибірками на протязі всього часу вимірювань, результати вимірювання (обстеження) виводять на друк у вигляді звіту, а бази даних зберігають для вибору фрагментів осцилограм, за допомогою яких розраховують основні параметри засобу компенсації порушень якості електричної енергії та перевіряють його ефективність. При вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір частини навантаження Ze(u,і), яка не погіршує якість електричної енергії, у кожній фазі споживача обчислюють як відношення напруги u(к) до струму і(к) першої з двох вибірок к та к+1 АЦП на кожному проміжку часу між першою (u(к), і(к)) та другою (u(к+1), і(к+1)) вибірками або двома періодами основної частоти, де к - порядковий номер вибірки напруг та струмів АЦП або періоду основної частоти. При вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір частини навантаження Ze(u,i), яка не погіршує якість електричної енергії, у кожній фазі споживача обчислюють як відношення напруги u(к+1) до струму і(к+1) 4 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 другої з двох вибірок к та к+1 на кожному проміжку часу між першою (u(к), і(к)) та другою (u(к+1), і(к+1)) вибірками АЦП, або між двома періодами основної частоти. При вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір частини навантаження, яка не погіршує якість електричної енергії, у кожній фазі споживача обчислюють як відношення середніх арифметичних значень напруг до середнього арифметичного значення струмів на кожному проміжку часу між сусідніми вибірками АЦП або між двома періодами основної частоти. Ze(u, i)  (u(к)  u(к  1)) /(i(к)  i(к  1)) , (4) При вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір Ze(u,i) частини навантаження, яка не погіршує якість електричної енергії, у кожній фазі споживача обчислюють як середнє арифметичне значення опорів, один з яких виміряний на початку, а другий - у кінці кожного проміжку часу між сусідніми вибірками АЦП або між двома періодами основної частоти. Ze(u, i)  (u(к) /(i(к)  u(к  1) / i(к  1)) / 2 , (5) При вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір Ze(u,i) частини навантаження, яка не погіршує якість електричної енергії, у кожній фазі споживача обчислюють як середнє квадратичне значення опорів, один з яких виміряний на початку, а другий -у кінці кожного проміжку часу між сусідніми вибірками АЦП, або між двома періодами основної частоти. Ze(u, i)  ( (u(к ) * u(к  1)) /(i(к ) * i(к  1)))1/ 2 , (6) Обчислюють повне прирощення потужності споживача S шкідливих видів енергії на кожному проміжку часу S(к)  U(к  1) * І(к  1)  U(к) * І(к) , (7) Повне прирощення потужності споживача S(к) шкідливих видів енергії на кожному проміжку часу між сусідніми вибірками АЦП розкладають на стічну Scт(к) та притічну Sпр(к) складові. Прирощення притічної складової потужності Sпр(к) обчислюють при опорі частини навантаження кожної фази, яка не погіршує якість електричної енергії. Прирощення стічної складової потужності Scт(к) обчислюють за виразом Scт = S - Sпp, (8) Відповідальність за кумулятивну (довгочасну, накопичувальну) провину споживача Wст(Σ) за генерацію неякісної енергії, виражену у кВА*год., перед постачальником визначають як шкідливу енергію, тобто як суму добутків прирощень стічної складової потужності Scт(к) ШКІДЛИВОЇ енергії на проміжок часу між сусідніми вибірками АЦП або на тривалість періоду основної частоти за вибраний проміжок часу tk t tk Wст    Sстк  t2  t1 (9) t 0 40 Відповідальність за кумулятивну (довгочасну, накопичувальну) провину постачальника \Λ/πρ(Σ) за генерацію шкідливої енергії, виражену у кВА*год., перед споживачем визначають як суму добутків прирощень притічної складової потужності спотворень Sпр(к) на проміжок часу між сусідніми вибірками АЦП або на тривалість періоду основної частоти за вибраний проміжок часу tk t tk Wпр    Sпрк  t2  t1 (10) t 0 45 50 55 Вимірюють відхилення напруги U(К) у кожній фазі на кожному проміжку часу між сусідніми вибірками U(к)  (U(к)  Uном) , (11) де: Uном - номінальне значення фазних напруг розподільчої мережі споживача; Іі(к) вибірка симетричної складової напруги прямої послідовності. Вимірюють тривалість відхилення напруги споживача у кожній фазі на кожному проміжку часу між сусідніми вибірками, порівнюють величину та тривалість відхилення напруги у кожній фазі мережі з нормами стандартів, наприклад, ГОСТ 13109-97 або EN 50160-94 і обчислюють похідні параметри відхилення напруги, а саме - величини осередненого відхилення напруги, зміни напруги, коливання напруги та напруги флікеру, посадок, провалів та перерв напруги, а також перехідні, високочастотні та імпульсні напруги у розподільчій мережі загального призначення. 5 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 Вимірюють значення напруг споживача у кожній фазі на кожному проміжку часу між сусідніми вибірками, порівнюють величину та тривалість зміни напруги у кожній фазі мережі з нормами стандартів, наприклад, ГОСТ 13109-97 або EN 50160-94 і обчислюють перехідні та високочастотні напруги. Вимірювання частоти системи трифазних напруг починають при довільних фазах напруг трифазної мережі, причому АЦП вводять у мультиплексний режим, зменшені у певному масштабі фазні напруги подають на три перші суматори, кожен з яких обчислює алгебраїчну суму вибірок однієї фазної напруги, за допомогою четвертого суматора обчислюють суму абсолютних значень трьох алгебраїчних сум вибірок фазних напруг, вихідну суму четвертого суматора обчислюють у порядку чергування фаз і нумерації вибірок, а частоту f основної гармоніки напруги мережі визначають як обернену величину проміжку часу між початком роботи четвертого суматора та першим мінімумом вихідної суми четвертого суматора, при цьому момент мінімуму вихідної суми четвертого суматора є точкою, яка обмежує період Τ основної частоти, а період Τ дорівнює добутку кінцевої кількості вибірок кк без одного на часовий проміжок між попередньою та наступною вибірками (t2-t1), при цьому кількість вибірок виражається цілим числом. f (0)  1/ T  1/((кк  1) * (t2  t1)) , (12) При вимірюванні частоти основної гармоніки напруги мережі частоту кількість вибірок АЦП приймають максимально можливою у межах існуючих стандартів. При вимірюванні частоти основної гармоніки її уточнюють шляхом інтерполяції за допомогою трьох вибірок суматора, які мають найменші значення і знаходяться в області першого мінімуму вихідної суми четвертого суматора, при цьому кількість вибірок виражається дробовим (не цілим) числом. У кінці першого періоду основної частоти на основі трьох вибірок четвертого суматора, які мають найменші значення u(к-1), u(к) та u(к+1) і знаходяться в області першого мінімуму вихідної суми четвертого суматора, обчислюють коефіцієнти а1 та в1 квадратного двочлена У1  а1 * К 2  в1 * К , (13) де а1 та в1 - постійні величини виразу (13), які є рівні a1 (u(к - 1) - 2u(к)  u(к  1))/2 , (14) в1  (u(к  1) - u(к  1))/2 , (15) далі обчислюють дробове число порядкового номера вимірювання К1, яке відповідає мінімуму квадратного двочлена (У = мін.), К1 =к-в1/(2а1), (16) а частоту основної гармоніки напруги мережі обчислюють як зворотну величину періоду добутку дробового числа К1 без одного на проміжок часу між вибірками (t2 -t1) АЦП. f (1)  1/ T  1/((К1 1) * (t2  t1)) , (17) У кінці другого періоду основної частоти на основі трьох вибірок четвертого суматора, які мають найменші значення і знаходяться в області другого мінімуму вихідної суми суматора, обчислюють за виразами (14)-(16) коефіцієнти а2 та в2 другого квадратного двочлена 2 У2 =а2*К + в2*К, (18) обчислюють дробове число К2, яке відповідає мінімуму квадратного двочлена (У2=min.), а більш уточнену частоту основної частоти напруги мережі обчислюють як зворотну величину періоду - добутку проміжку часу між вибірками (t2 - t1) на різницю дробових чисел К2 - К1 f (2)  1/ T  1/((К2  К1) * (t2  t1)) , (19) Обчислюють період Тс як середньоарифметичне значення вибірок за час осереднення toc. від 0,021с до 60с, а осереднену частоту fc визначають як обернене значення осередненого періоду Тс. r Y  f (г ) , (20) fc  1 / Tc  (1 / Y ) r 1 50 55 де: Υ - кількість обчислених значень частоти за час осереднення toc., кожне з обчислених значень частоти має порядковий номер г. Створюють осцилограми в електронному вигляді осередненого відхилення напруги, а також створюють осцилограми коливальних напруг та напруг флікеру, посадок, провалів та перерв напруги, а також перехідних, високочастотних та імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення. За даними частоти основної гармоніки синтезують криві трьох синусоїдних функцій від часу зі зсувом на кути 0, 2/3 та 4/3 на протязі, не меншому 5/3 періоду основної частоти, стандартні вибірки яких заносять у базу даних аналізатора електричних режимів, точки переходу кожної 6 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 фазної напруги мережі через нульове значення синфазують (скріплюють, зв'язують) з початком вибірки однієї з синтезованої кривої напруги, обчислюють різницю виміряного значення напруги u(к) та значення напруги синтезованої кривої u(к)синт. і одержують амплітудне значення напруги імпульсу u(t)імп  u(к)  u(к)синт , (21) а за амплітудним значенням u(t)імп. і вимогами ГОСТ 13109-97 визначають тривалість імпульсу напруги на рівні 0,5 амплітудного значення, після чого будують відповідні осцилограми по кожній фазі. При настанні умови u(к )  11 * (2)1/ 2 * U ном , (22) , починають запам'ятовувати значення та порядкові номери вибірок u(к) напруги мережі у кожній фазі, а при настанні умови u(к )  11 * (2)1/ 2 * U ном , (23) , закінчують запам'ятовувати значення та порядкові номери вибірок и(к) напруги мережі, а амплітудне значення та тривалість імпульсу на рівні 0,5 амплітудного значення імпульсу фазної напруги обчислюють виходячи з дискретних значень виміряних фазних напруг та вимог ГОСТ 13109-97, зокрема амплітудне значення напруги U(ім.макс.) імпульсу обчислюють за виразом U(ім, макс)  u(к )макс  11 * (2)1/ 2 * U ном , (24) , За миттєвими значеннями обчислюють діючі значення напруг та струмів, а також їх фазні кути, діючі напруги та струми розкладають на симетричні складові, обчислюють активну та реактивну потужність за період основної частоти, а також визначають повне прирощення пульсуючої потужності за нульовою та зворотною послідовностями за період основної частоти, за величиною активної та реактивної потужності вводять опір частини навантаження, яка не погіршує якість електричної енергії, також визначають опір короткого замикання мережі у пункті приєднання споживача, обчислюють притічну складову прирощення пульсуючої потужності навантаження за зворотною та нульовою послідовностями при опорі частини навантаження, яка не погіршує якість електричної енергії, та при тій же несиметричній системі живлення, обчислюють стічну складову прирощення пульсуючої потужності навантаження за зворотною та нульовою послідовностями як різницю між прирощенням повної пульсуючої потужності за нульовою та зворотною послідовностями та їх притічними складовими, обчислюють прирощення симетричних складових напруг зворотної та нульової послідовностей за період основної частоти і кожну з них розкладають на притічні та стічні складові, будують осцилограми прирощень симетричних складових напруг зворотної та нульової послідовностей в електронному варіанті, а також осцилограми їх стічних та притічних складових за час вимірювання, порівнюють осцилограми напруг зворотної та нульової послідовностей та/або осцилограми прирощень їх стічних складових із осцилограмами прирощень величин стічних складових пульсуючої потужності зворотної та нульової послідовностей відповідно і встановлюють час та тривалість погіршення споживачем якості ЕЕ релейного характеру, а відповідальність за погіршення якості ЕЕ кумулятивного характеру споживача встановлюють за енергією стічної потужності, тобто за сумою добутків прирощень стічної складової потужності на проміжок часу між періодами за час всього вимірювання, порівнюють по часу осцилограми напруг зворотної та нульової послідовностей та/або осцилограми прирощень їх притічних складових із осцилограмами прирощень величин притічних складових пульсуючої потужності і встановлюють час та тривалість погіршення постачальником якості ЕЕ релейного характеру, а об'єм відповідальності кумулятивного характеру постачальника перед споживачем встановлюють за енергією притічної потужності, тобто за сумою добутків прирощень притічної складової потужності на проміжок часу між періодами за час всього вимірювання. За миттєвими значеннями обчислюють діючі напруги та струми основної та вищих гармонік до сорокової включно у кожній фазі, а також їх фазні кути, при погіршенні синусоїдності напруг та струмів вводять групу трьох опорів частини навантаження споживача, які не погіршують якість електричної енергії за лінійністю навантаження споживача при незмінності повної потужності основної гармоніки, обчислюють прирощення струмів основної та вищих гармонік струмів при діючому спектрі напруг мережі за період основної частоти, обчислюють прирощення притічної складової потужності спотворень кожної вищої гармоніки навантаження при спектрі напруг мережі за період основної частоти, обчислюють прирощення стічної складової потужності спотворень кожної вищої гармоніки за період основної частоти, в електронному вигляді будують осцилограми напруг кожної з вищих гармонік по часу на протязі вимірювання, розкладають напругу кожної з вищих гармонік або діюче значення напруг всіх гармонік на стічну та притічну складові на кожному відрізку часу за період основної частоти, в електронному 7 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 вигляді будують осцилограми прирощення стічної та притічної складових потужності спотворень кожної вищої гармоніки за період основної частоти у кожній фазі, порівнюють по часу осцилограми діючого значення стічної складової кожної вищої гармоніки напруги та/або діючого значення всіх гармонік із осцилограмою стічної складової потужності спотворень, взятих окремо по кожній гармоніці та/або по діючому значенні стічної складової потужності всіх гармонік, встановлюють час та тривалість порушень споживачем якості ЕЕ релейного характеру, а об'єм відповідальності за порушення якості ЕЕ кумулятивного характеру споживача встановлюють за енергією стічної потужності, тобто за сумою добутків прирощень стічної складової потужності кожної гармоніки та/або за значенням стічної потужності всіх вищих гармонік на проміжок часу між періодами основної частоти за весь час вимірювань, порівнюють по часу осцилограми діючого значення або прирощень напруги притічної складової кожної вищої гармоніки напруги та/або діючого значення напруги притічної складової всіх гармонік із осцилограмою прирощення притічної складової потужності спотворень, взятих окремо по кожній гармоніці, та/або взятих по діючому значенні напруг всіх гармонік, встановлюють час та тривалість порушень постачальником якості ЕЕ релейного характеру, а об'єм відповідальності за порушення якості ЕЕ кумулятивного характеру постачальника перед споживачем встановлюють за енергією притічної потужності, тобто за сумою добутків прирощень притічної складової потужності кожної гармоніки та/або за сумарним значенням притічної потужності всіх вищих гармонік на проміжок часу між періодами основної частоти за весь час вимірювань. Вимірювання виконують за допомогою двох або декількох аналізаторів електричних режимів, приєднаних по одному до кожного з декількох домінуючих за потужністю споживачів до мережі спільного призначення. У випадку приєднання двох або декількох споживачів до трифазної мережі у одному пункті паралельного з'єднання споживачів визначення відповідальності споживачів виконують шляхом вимірювання стічних складових зміни потужності Scт(м) кожного споживача одним аналізатором електричних режимів окремо. У випадку приєднання групи споживачів, кінцева кількість яких рівна мк, до одного пункту трифазної мережі паралельного з'єднання споживачів визначення відповідальності групи споживачів виконується шляхом вимірювання одним аналізатором електричних режимів сумарної стічної складової потужності шкідливої енергії групи споживачів Scт.(), яка дорівнює сумі стічних складових потужностей змін Scт.(м) напруг та струмів окремих споживачів ммк S ст ( )   S ст (м) , (25) м1 35 40 У випадку приєднання двох або декількох споживачів до трифазної мережі при паралельному з'єднанні споживачів визначення відповідальності постачальника виконується шляхом вимірювання притічних складових потужності Sпр(м) шкідливої енергії кожного споживача окремим аналізатором електричних режимів окремо. У випадку приєднання двох або декількох (м) споживачів, кінцева кількість яких рівна мк, до трифазної мережі при паралельному з'єднанні споживачів визначення відповідальності постачальника перед групою споживачів виконується шляхом вимірювання одним аналізатором електричних режимів сумарної притічної складової потужності шкідливої енергії групи споживачів Sпр.(), яка дорівнює сумі притічних складових потужностей шкідливої енергії Sпр.(м) окремих споживачів ммк S пр ( )   S пр (м) (26) м1 45 50 55 У випадку поділу однієї і тієї ж мережі на декілька частин у випадку послідовного з'єднання споживачів, що може бути обумовлене територіальним принципом, кількістю власників, природним ландшафтом (наприклад, частина мережі розташована у гірській місцевості) і т.і., вимірювання проводять декількома аналізаторами електричних режимів, при цьому один аналізатор електричних режимів приєднують до вузла розгалуження мережі у пункті її початку, а другий з аналізаторів приєднують у кінці мережі до вузла розгалуження. Аналіз електричних режимів виконують одноядерним або багатоядерним процесором. Коректують фазний кут (u,і) між кривими напруги та струму основної гармоніки у кожній фазі програмними способами, наприклад, способом зсуву вибірок струму. При обстеженні споживача або групи споживачів вимірюють і записують лише миттєві значення вибірок напруг та струмів, а обчислення та формування звіту виконують окремо, тобто після проведення вимірювань із застосуванням записаних даних. Примітка 1. Поняття «шкідлива потужність» є родовим поняттям до понять «пульсуюча потужність», «потужність спотворення» та «потужність зміни напруг та струмів» і означає вид 8 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 потужності електричної енергії, яка не містить активної та реактивної енергії, не використовується при генеруванні, передачі та перетворенні електричної енергії, а є технологічними відходами енергії («сміттям»), які є небажаними складовими електропередачі через те, що вони шкідливо діють на процеси як при електропостачанні так і при електроспоживанні, оскільки викликають додаткові втрати активної та реактивної енергії, збої та вихід з ладу електричного устаткування. Примітка 2. Термін «притічна потужність» означає частину потужності шкідливої енергії, яка притікає (надходить) від мережі до споживача. Термін «стічна потужність» означає частину потужності шкідливої енергії, яка відтікає (тобто стікає як стоки каналізаційних відходів) від споживача до мережі. Для кращого сприйняття суті способу розглянемо креслення, подані на фіг. 1-фіг. 27. На фіг. 1 показана загальна блок-схема операцій способу вимірювання видів електричної енергії, у якому обчислюють систему опорів навантаження споживача, яка не погіршує якість ЕЕ, та розкладають потужності шкідливих енергій і напруг на притічні та стічні складові, які генеруються у постачальника та споживача відповідно, а також визначають місце знаходження джерел погіршення якості ЕЕ. На фіг. 2 показана блок-схема операцій способу вимірювання притічних та стічних складових потужностей змін напруг та струмів, які генеруються у постачальника та споживача відповідно при відхиленні напруги, посадці напруги, провалу, перерві напруги, напрузі перехідного процесу, коливанні напруги, високочастотній складовій напруги та імпульсній напрузі. На фіг. 3 показана блок-схема операцій способу вимірювання видів енергії при несиметричних режимах трифазної мережі. На фіг. 4 показана блок-схема операцій способу вимірювання видів енергії при несинусоїдному режимі трифазної мережі. На фіг. 5 показана блок-схема аналізатора електричних режимів та його периферійних додатків для виконання операцій, показаних на фіг. 1-фіг. 4. На фіг.6 подана принципова схема високовольтних трансформаторів напруги та струму, до яких при потребі приєднується аналізатор електричних режимів . На фіг. 7 представлені способи апроксимації елементарних прирощень потужності при відомих прирощеннях напруги та струму. На фіг. 8 показаний один з варіантів способу розкладу загального прирощення потужності на стічну та притічну складові. На фіг. 9, а-е співставлені по часу осцилограми загальних прирощень напруги та потужності (фіг. 9,г та фіг. 9,а), а також осцилограми притічних та стічних складових напруги (фіг. 9,д та фіг. 9,е), а також притічних та стічних складових потужності (фіг. 9,б та фіг. 9,в). На фіг. 10 представлена осцилограма загальної пульсуючої потужності. На фіг. 11 представлена осцилограма притічної складової пульсуючої потужності. На фіг. 12 представлена осцилограма стічної складової пульсуючої потужності. На фіг. 13 представлена осцилограма загальної потужності спотворення. На фіг. 14 представлена осцилограма притічної складової потужності спотворення. На фіг. 15 представлена осцилограма стічної складової потужності спотворення На фіг. 16 показана осцилограма відхилення напруги для співставлення з осцилограмами потужностей, зображених на фіг. 10-15. На фіг. 17 показані дані вхідного інформаційного блока аналізатора електричних режимів (АЕР) для діагностичного обстеження промислового підприємства. На фіг. 18-22 представлений один із багатьох тисяч «Протокол обстеження №1940», який містить осереднені результати вимірювання за два періоди основної частоти. На фіг. 23-фіг.27 представлені осцилограми випробування фільтра струмів нульової послідовності для оцінки ефективності його застосування у реальних умовах експлуатації. На фіг. 1-фіг.4 приведені найменування операцій аналізатора електричних режимів (АЕР). Порядок виконання операцій показаний стрілками. На фіг. 5 позначено: А, В, С, 0 - фази трифазної низьковольтної мережі; 1 - низьковольтний трансформатор струму; 4 - принтер; 5 - блок гарантованого живлення. На фіг. 6 позначено: 2 - високовольтна комірка трансформатора напруги; 3 - високовольтна комірка трансформаторів струму; u та і - низьковольтні виходи для приєднання засобів вимірювання; 310 кВ - позначення напруги високовольтної мережі. На фіг. 7 позначено: б - точка з координатами u1 та i1; 7 - точка з координатами u2 та i1; 8 точка з координатами u2 та i2; 9 - точка з координатами u1 та i2; 10 - точка на середині відрізку 6-8; 11 та 13 - криві видів непропорційних залежностей між напругою та струмом; 12 - відрізок 9 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 пропорційної залежності між напругою та струмом; u1 та i1 - напруга та струм на початку прирощення; u2 та i2 - напруга та струм у кінці прирощення; u та і - позначення осей декартової системи координат. На фіг. 8 позначено: 20 - точка початку прирощення напруги та струму, яка належить відрізку 20-24; 15 - ордината напруги u1; 25 - абсциса струму І1; 21 - точка з координатами 14 та 26; 16 напруга холостого ходу Uxx1; 22 - середня точка відрізку 20-24; 24 - друга крайня точка повного прирощення з координатами 17 (u2) та 28 (i2); 23 - точка з координатами 18 та 27; 19 - напруга холостого ходу Uxx2; u та і - осі декартової системи координат; 0 - початок координат. На фіг. 9,а позначено: S(1), S(2), S(3) - крива зміни прирощення повної потужності S шкідливої ЕЕ на першому (1), другому (2) та третьому (3) проміжках часу відповідно; F(t) функція часу. На фіг. 9,б позначено: Sпр(1), Sпр(2) та Sпр(3) - крива зміни прирощення Sпр притічної потужності шкідливої ЕЕ на першому (1), другому (2) та третьому (3) проміжках часу. На фіг. 9,в позначено: Sст(1), Sст(2) та Sст(3) - крива зміни прирощення Sст стічної потужності шкідливої ЕЕ на першому (1), другому (2) та третьому (3) проміжках часу. На фіг. 9,г позначено: u(1), u(2), u(3) - крива зміни повного прирощення напруги u за одним із показників шкідливої ЕЕ на першому (1), другому (2) та третьому (3) проміжках часу; F(t) - функція часу. На фіг. 9, д позначено: uпр(1), uпр(2) та uпр(3) - крива зміни прирощення напруги, обумовленої притічною складовою Sпр потужності шкідливої енергії на першому (1), другому (2) та третьому (3) проміжках часу. На фіг. 9,е позначено: u ст(1) та u ст(2) - крива зміни прирощення напруги, обумовленої стічною складовою Sст шкідливої потужності на першому (1), другому (2) та третьому (3) проміжках часу. На фіг. 10 позначено: S - загальна потужність всіх видів шкідливої ЕЕ; N -прирощення пульсуючої потужності N мережі; φΝ - фазний кут прирощення пульсуючої потужності N мережі; 1d та 2d - проміжки часу на осцилограмах, на яких виявлені істотні зміни пульсуючої потужності. На фіг. 11 позначено: Sпр - притічна складова загальної потужності всіх видів шкідливої ЕЕ; ΔΝпр - прирощення притічної складової пульсуючої потужності Νпр мережі; φΝпр - фазний кут притічної складової прирощення пульсуючої потужності мережі; 1d та 2d - проміжки часу на осцилограмах, на яких виявлені істотні зміни притічної складової пульсуючої потужності. На фіг. 12 позначено: Sст- стічна складова потужності шкідливої ЕЕ всіх видів; ANст прирощення стічної складової пульсуючої потужності Nст мережі; φΝст - фазний кут прирощення стічної складової пульсуючої потужності мережі; 1d та 2d - проміжки часу на осцилограмах, на яких виявлені істотні зміни стічної складової пульсуючої потужності. На фіг. 13-15 позначено: 1d та 2d - проміжки часу на осцилограмах, на яких виявлені істотні зміни загальної потужності спотворень Т, а саме: ΔΤ - повне її прирощення (фіг. 13); Тпр прирощення притічної складової потужності спотворень (фіг.14); Тст - прирощення стічної складової потужності спотворень (фіг.15). На фіг. 16 позначено: U - відхилення напруги від номінального значення; u - прирощення відхилення напруги. На фіг. 17 у вигляді «Заставки до обстеження» подані дані у табличній анкетній формі, які вводяться оператором аналізатора електричних режимів (АЕР) у вхідний інформаційний блок. На фіг. 18-22 приведені результати вимірювання показників якості видів шкідливої енергії у вигляді «Протоколу». На фіг.23-фіг.27 позначено: «СФ ВКЛ» - стабілізатор фаз знаходиться у включеному стані; «СФ ВИКЛ» - стабілізатор фаз знаходиться у виключеному стані. Склад та будова пристрою для реалізації способу вимірювання видів електричної енергії. Вказаний пристрій названий аналізатором електричних режимів (АЕР). У першому варіанті виконання АЕР містить два основні блоки: записуючий та обчислюючий. Блоки використовуються неодночасно; перший з них містить перетворювач масштабу напруг та струмів трифазної розподільчої мережі, аналоговий коректор фазних кутів струму, узгоджувач опорів фазних напруг та вихідних струмів коректора фазних кутів струмів з вхідним опором аналого-цифрового перетворювача (АЦП), АЦП та записуючий (запам'ятовуючий) блок, причому вхідний блок використовується на першому етапі вимірювання для запису вхідних сигналів; другий основний блок складається із пристрою для зчитування інформації, електронної обчислювальної машини (ЕОМ) та принтера. Обидва блоки облаштовані блоками тривалого гарантованого живлення (до восьми діб). При такому виконанні спочатку виконують запис інформації, а обчислення проводять після запису. 10 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 У другому варіанті виконання АЕР запис та обчислення виконуються одночасно (фіг. 1). АЕР містить: перетворювач масштабу напруг та струмів трифазної розподільчої мережі, аналоговий коректор фазних кутів струму, узгоджувач опорів фазних напруг та вихідних струмів коректора фазних кутів струмів з вхідним опором аналого-цифрового перетворювача (АЦП), АЦП та ЕОМ (обчислювач), який, крім прямого призначення, має запам'ятовуючі пристрої оперативної та постійної пам'яті, формувач інтерактивної графіки дисплею та формувач звіту, який містить блок вхідних даних, які вводяться у ручному режимі, формувач актів порушень якості ЕЕ та відповідальностей сторін господарської діяльності, акти порушень якості ЕЕ з виходом на паперовий та електронний записи, бази даних графічної інформації у фазорному вигляді і у вигляді осцилограм, бази даних характеристик якості ЕЕ і відповідність їх вимогам стандартів, бази даних протоколів обстеження, формувач даних для проектування засобів відновлення якості ЕЕ (симетруючих пристроїв, фільтрів вищих гармонік та їх симетричних складових, стабілізаторів фаз та напруги, пристроїв гарантованого живлення, тощо). При проведенні вимірювань у низьковольтних мережах (фіг. 5) АЕР приєднують до проводів лінійних та нульової фаз і трансформаторів струму 1 (або до поясів Роговського), а у високовольтних мережах (фіг. 6) АЕР приєднують до низької сторони комірок 2 та 3 трансформаторів напруги та струмів відповідно . Операції способу. Робота АЕР заснована на аналізі видів електричної енергії. В основу способу вимірювання видів електричної енергії за допомогою АЕР покладений аналіз видів енергії, який виконують шляхом трьох розкладів на частини. На першому етапі виконують вимірювання активних, реактивних та шкідливих видів електричної енергії, а також опорів навантаження та опорів короткого замикання мережі. До шкідливих видів енергії відносяться енергія пульсуючої потужності, енергія потужності спотворень та енергія зміни струму та напруги. Після цього визначають системи еквівалентних опорів навантаження споживача, які дають можливість розкласти опори навантаження споживача на дві частини, одна з яких не погіршує якість ЕЕ, а друга погіршує якість ЕЕ (перший розклад на частини). На другому етапі потужність кожного виду шкідливої енергії розкладають на стічну та притічну складові (другий розклад на частини). Притічна частина потужності кожного виду шкідливої енергії вказує на те, що джерело її виникнення знаходиться в електроустаткуванні постачальника, а стічна частина потужності кожного виду шкідливої енергії вказує на те, що джерело її виникнення знаходиться в електроустаткуванні споживача. На третьому етапі аналізу напруги навантаження споживача розкладають на стічні та притічні складові відповідно до пропорцій алгебраїчних або векторних відношень притічних та стічних складових потужностей шкідливих енергій (третій розклад на частини). На четвертому етапі створюють осцилограми притічних та стічних складових потужностей та осцилограми притічних та стічних складових напруг. При співпадінні притічних складових напруги та потужностей шкідливих енергій на осцилограмах створюють подвійний доказ того, що джерело погіршення якості ЕЕ знаходиться в електроустаткуванні постачальника. А при співпадінні стічних складових напруги та потужностей на осцилограмах створюють подвійний доказ того, що джерела погіршення якості ЕЕ знаходяться в електроустаткуванні споживача. Розглянемо роботу АЕР більш детально. В реальних умовах експлуатації трифазної мережі живильна мережа безперервно змінює свої характеристики (параметри несиметрії напруг та струмів за зворотною та нульовою послідовностями, спектральний склад напруг та величини напруг по фазах мережі, і ті). У моменти нічного та обіднього мінімумів такі зміни малі, але у час ранішнього та вечірнього максимумів навантаження розмах змін параметрів збільшується у десятки і сотні разів. При порушенні ідеальності живильних напруг, тобто при відхиленні живильних напруг від симетрії, синусоїдності та стабільності, шкідливі види енергії утворюють як симетричні приймачі електричної енергії, так і несиметричні приймачі. Тому суть способу даного вимірювання полягає у поділі видів енергії на активну, реактивну та шкідливі види енергії. Нагадаємо, що до числа шкідливих видів енергії відносяться: енергія пульсуючої потужності, енергія потужності спотворень та енергія зміни струму та напруги. На фіг. 1 показані основні операції способу. У першому варіанті способу за систему опорів частини навантаження споживача, яка не погіршує якість ЕЕ, при порушенні симетрії (сим.) напруг та струмів приймають рівність повних опорів по фазах навантаження споживача, при цьому при рівності (27) вказана частина навантаження споживача не створює стічних складових пульсуючої потужності. Za(cим.) = Zв(cим.) = Zc(cим.)  F(t), (27) де: Za(cим.), Zв(сим.) та Zc(cим.) - повні опори по фазах А, В та С навантаження споживача, яка не погіршує якості ЕЕ. 11 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 У другому варіанті при виникненні несинусоїдності напруг та струмів за систему опорів частини навантаження споживача, яка не погіршує якість ЕЕ і не створює стічних складових потужності спотворень, окремо по кожній фазі приймають вирази ra+j2*fо*n*La=constF(t), rв+j2*fо*n*Lв=const  F(t), rс + j2*fо*n*Lc = constF(t), (28) де: rа, rв та rc, а також La, Lв, Lc - лінійні активні та індуктивності опори незалежні від часу. У третьому з варіантів виконання способу за систему опорів частини навантаження споживача, яка не погіршує якість ЕЕ, при нестабільності величини напруги та струму окремо по кожній фазі приймають вираз (29), причому при такій умові навантаження споживача не створює стічних складових потужності змін напруги та струму za = const  F(t), zв = const  F(t), zc = const  F(t), (29) де: za, Zв та zc - модулі миттєвого значення опору по фазах А, В та С Дослідження показали, що введення системи опорів (27)-(29) навантаження споживача дає можливість визначити притічні складові шкідливої енергії реального навантаження. При цьому притічні складові не залежать від ступеня несиметрії, нелінійності та стабільності опорів приймача у споживача і не залежать від часу. Але опори реального навантаження, наприклад, заводу, приєднаного до живильної мережі, постійно змінюються і залежать від часу. Тому покажемо, що збільшення частоти роботи АЦП приводить до значного зменшення похибки вимірювання. На фіг.7 показані початкові значення напруги u1 та струму i1 у точці 6 прирощення та кінцеве значення напруги u2 та струму i2 кінці прирощення (точка 8). Про зміну напруги та струму від точки 6 до точки 8 АЕР не видає ніяких даних, тому розглянемо три можливі шляхи проходження процесу прирощення. Процес прирощення може проходити пропорційно (пряма 12); або зі збільшенням напруги на початку прирощення (крива 11) та зі збільшенням напруги у кінці прирощення (крива 13). На підприємствах з обмеженою кількістю устаткування переважають експонентні залежності u = f(i) у межах прирощення, зображеного кривою 11 на фіг.7. Ймовірність появи залежності u = f(i), показаної кривою 13 (фіг.7), є малою, але можливою. Залежності фіг. 7 характерні для довгочасних прирощень. При короткочасних прирощеннях найбільш ймовірними є пропорційні залежності u=f(i), показані відрізком 6-8. Зауважимо, що при збільшенні частоти вибірок всі три шляхи прирощень, зображені лініями 11, 12 та 13 дають приблизно однакові результати з похибкою до 1 %. Встановлено, що вибір шляху перехідного процесу у межах вибірки залежить також від осереднення величини опору частини навантаження, яка не погіршує якість ЕЕ. У варіантах виконання представлені способи використання такого осереднення: за середніми значеннями напруг та струмів, за середнім арифметичним значенням початкового та кінцевого опору навантаження та за середнім квадратичним значенням початкового та кінцевого опору навантаження. Далі розглянемо ці варіанти. За першим варіантом при вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір Ze(u,i) частини навантаження, яка не викликає погіршення якості ЕЕ, кожної фази споживача обчислюють як відношення напруги u(к) до струму і(к) лише першої з двох вибірок к та к+1 на кожному проміжку часу між першою (u(к), і(к)) та другою (u(к+1), і(к+1)) вибірками АЦП або двома періодами основної частоти, де к - порядковий номер вибірки напруг та струмів або періоду основної частоти. За другим варіантом при вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір Ze(u,i) частини навантаження, яка не погіршує якість енергії, кожної фази споживача обчислюють як відношення напруги u(к+1) до струму і(к+1) тільки другої з двох вибірок к та к+1 на кожному проміжку часу між першою (u(к), і(к)) та другою (u(к+1), і(к+1)) вибірками АЦП, або двома періодами основної частоти. За третім варіантом при вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір Ze(u,i) частини навантаження, яка не погіршує якість енергії, кожної фази споживача обчислюють як відношення середніх арифметичних значень напруг до середнього арифметичного значення струмів початку та кінця кожного проміжку часу між сусідніми вибірками АЦП або двома періодами основної частоти. Ze(u,i) = (u(к)+u(к+1))/(і(к)+і(к+1)), (30) За четвертим варіантом при вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір Ze(u,i) частини навантаження, яка не погіршує якість енергії, кожної фази споживача обчислюють як середнє арифметичне значення опорів, 12 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 один з яких виміряний на початку, а другий - у кінці кожного проміжку часу між сусідніми вибірками АЦП або двома періодами основної частоти. Ze(u,i) = (u(к)/i(к)+u(к+1)/i(к+1))/2, (31) За п'ятим варіантом при вимірюванні відхилення напруги, посадок, провалів та перерв напруг, перехідних, коливальних напруг та флікеру, високочастотних або імпульсних напруг у розподільчій мережі загального призначення опір Ze(u,i) частини навантаження, яка не погіршує якість енергії, кожної фази споживача обчислюють як середнє квадратичне значення опорів, один з яких виміряний на початку, а другий - у кінці кожного проміжку часу між сусідніми вибірками АЦП або двома періодами основної частоти. 1/2 Ze(u,i) = ((u(к)*u(к+1))/(і(к)*і(к+1))) , (32) При збільшенні частоти роботи АЦП у декілька раз розглянуті варіанти визначення опору неспотворюючої частини навантаження Ze(u,i) дають однакові результати із задовільною точністю для практики (0,1 %-0,5 %). Спосіб за п. 1 формули винаходу включає наступні дії: 1. Вимірюють миттєву потужність на протязі одного к-ого прирощення за даними напруг та струмів АЦП або активну та реактивну потужність за першою гармонікою протягом одного к-ого періоду основної частоти. 2. Вимірюють або розраховують повну потужність S(к) ШКІДЛИВОЇ ЕЕ реального навантаження при к-ому вимірюванні протягом часу між к-ою та к+1-шою вибірками або періодами основної частоти. 3. Явно або неявно приєднують опір Ze(u,i) частини навантаження, яка не погіршує якість енергії, до тієї ж самої напруги мережі і встановлюють ту ж саму миттєву або активну та реактивну потужність, яка є у реальному навантаженні. Цим самим прирівнюють активну та реактивну потужності реального навантаження до активної та реактивної потужності опору Ze(u,i) частини навантаження, яка не погіршує якість енергії і яка не містить стічної складової потужності, а значить, і однойменної енергії. 4. Вимірюють або обчислюють потужності шкідливої ЕЕ у частині навантаження, яка не погіршує якість ЕЕ, при тих же самих активній та реактивній потужності і прирівнюють виміряну або обчислену потужність до притічної складової шкідливої енергії. 5. Вимірюють або обчислюють притічну складову шкідливої ЕЕ при к-ій та к+1-шій вибірках і обчислюють прирощення цієї притічної складової потужності між вибірками. 6. Розкладають повну потужність S шкідливої ЕЕ навантаження на притічну Sпр. та стічну Sст. складові. 7. Стічну складову Sст. шкідливої ЕЕ обчислюють як векторну різницю прирощень потужностей S та Sпр. Обчислюють прирощення стічної складової Sст. потужності як векторну різницю прирощень потужностей AS та Sпр. 8. Кожна з прирощень Sпр. та Sст. викликає окремі прирощення напруг uпр. та uст. повної зміни напруги u, причому векторна (у загальному випадку) сума прирощень Uпр. та Uст. дорівнює повному прирощенню U. Ця дія викликана тим, що напруга у мережі має множину складових, показаних, наприклад, у [41]. Отже повна зміна напруги U складається із притічної Uпр. та стічної Ucт. складових і визначається у проміжку часу між вибірками або періодами основної частоти. Для ілюстрації на фіг.8 показане повне прирощення потужності S, яке умовно можна позначити вектором 20-24 (суцільна потовщена стрілка). Прирощення 20-24 розкладається на три вектори 20-21, 21-23 та 23-24 (пунктирні стрілки), з яких вектор 21-23 є умовним позначенням притічної складової Sпр. шкідливої ЕЕ, а сума векторів 20-21 та 23-24 є умовним позначенням стічної складової Sпр. шкідливої ЕЕ. Слід підкреслити, що притічна складова Sпр. шкідливої ЕЕ визначається різницею добутків ординат та абсцис точок 23 та 21, і що прирощення напруги, тобто різниця ординат 18-14 є притічною складовою повного прирощення напруги 17-15, тобто U2-U1. Таким чином, повне прирощення S потужності 20-24 шкідливої ЕЕ розкладається на притічну Sпр складову 21-23 та на стічну складову Sст. суми векторів 20-21 та 23-24. При цьому повне прирощення напруги U (відрізок 15-17 осі ординат) розкладається на притічну складову Uпр. (14-18) та стічну складову Uст., яка подана у вигляді суми відрізків 18-17 та 14-15 (фіг.8). Фізичний зміст притічної Uпр. та стічної Uст. складових прирощення напруги U полягає у тому, що: відрізок 21-23, розташований на прямій, яка проходить через початок координат 0; це означає, що притічна складова Uпр. прирощення напруги U обумовлена підвищенням напруги на постійному (незмінному) опорі Ze(u,i) навантаження, яка не погіршує якість ЕЕ, причому підняття напруги на величину Uпр. стало наслідком різкого збільшення потужності на 13 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 величину U2*I2 - U1*I1, яка притікає у споживач із мережі; а між тим відомо, що за збільшення та зменшення величини напруги у мережі відповідає постачальник, тому відповідальність за виявлене підняття напруги лежить на постачальнику. У випадку, коли збільшення напруги спричинило вихід з ладу або збій у роботі, наприклад, технологічної лінії, виникає ситуація, яка передбачає фінансову відповідальність за порушення якості ЕЕ релейного характеру. Факт об'єктивного юридичного підтвердження можливості нанесення збитку споживачу від постачальника або сусідніх споживачів засвідчує аналізатор електричних режимів (АЕР), який записує величину, час і тривалість порушення якості ЕЕ і який видає акт про порушення якості ЕЕ постачальником або сусідніми споживачами. Такий акт стає об'єктивним свідченням факту вини постачальника або сусідніх споживачів і може бути підставою для позову у суд даного споживача до постачальника або сусідніх споживачів з вимогою компенсації нанесених збитків. Відрізки 20-21 та 23-24 лежать на паралельних прямих, похідна рівнянь яких є тангенсом кута нахилу прямих до осі абсцис і опором короткого замикання Ζκ3 мережі [36] у точці приєднання до неї навантаження споживача. Продовження відрізків 20-21 та 23-24 перетинають вісь ординат U у точках 16 та 19, які є значеннями напруг холостого ходу Uxx1 та Uxx2; це є ще одним підтвердженням того, що притічна складова Uпр зміни напруг обумовлена підняттям напруги холостого (неробочого ходу). Вектори 20-21 та 23-24 утворюють з віссю абсцис від'ємний кут, що свідчить про те, що при збільшенні струму на відрізках 20-21 та 23-24 відбулися падіння напруг на величини 15-14 та 18-17 відповідно; сумарне значення напруг 15-14 та 18-17 є стічною складовою Uст повного прирощення U напруги і має від'ємний знак. Це означає, що збільшення потужності споживача понад приписану величину, яка вказана у договорі з постачальником, може знизити напругу у мережі нижче гранично допустимого значення. Отже даний споживач може зменшити до недопустимого рівня напругу в інших споживачів, приєднаних до мережі спільного користування; зменшивши напругу до недопустимого рівню, даний споживач може викликати збій або зупинку технологічної лінії сусіднього споживача, приєднаного до спільної мережі. У цій ситуації виникає відповідальність даного споживача перед сусідніми споживачами та постачальником у порушенні якості ЕЕ. У таких випадках АЕР також видає акт: про порушення якості ЕЕ споживачем і цей акт стає офіційним документом при звинуваченні даного споживача у порушенні якості ЕЕ. Акт може стати підставою для подання постачальником або сусідніми споживачами позиву до суду з вимогою компенсації нанесених збитків. Вище розглянуто суть способу визначення відповідальності споживача та постачальника при короткочасній (релейній) дії порушення якості ЕЕ. До цього додамо, що одним із прихованих порушень якості ЕЕ є виникнення у мережі високовольтних імпульсів напруг, тривалість яких вимірюється наносекундами та мікросекундами. Такі імпульси напруги можуть принести значні збитки. Ці імпульси шкідливо діють на електронні системи управління та цифрову електронну техніку. Тому визначення місця знаходження джерела виникнення імпульсу напруги, перехідного процесу, високочастотних коливань, посадок напруги, коротких замикань і т.і. типу «свій - чужий?» є важливою діагностичною задачею, яка вирішується даним способом. Особливо, якщо врахувати те, що розвиток електричного пробою ізоляції в одному місці супроводжується складними короткочасними електричними дугами в інших місцях даного споживача або його сусіда. Застосування даного способу дозволяє відповісти на ряд подібних питань діагностичного характеру [37,39,40]. Повторимо: кожне прирощення напруги може бути викликане однією з двох причин: притічною складовою шкідливої ЕЕ, обумовленої збільшенням або зменшенням напруг мережі з вини постачальника за даними притічної складової потужності Sпр. шкідливої ЕЕ, або стічною складовою Sст. ШКІДЛИВОЇ ЕЕ, обумовленої збільшенням або зменшенням струму споживача. Вище було розглянуте застосування способу при короткочасній дії порушення якості ЕЕ, які супроводжуються релейним характером наслідків погіршення якості ЕЕ. Нижче розглянемо ефективність застосування способу до визначення відповідальності споживача та постачальника при кумулятивному (накопичувальному) характері наслідків погіршення якості ЕЕ. Для прикладу розглянемо дію нормально допустимого коефіцієнту К2u несиметрії напруг за зворотною послідовністю, рівного 2 % та критично допустимого значення цього коефіцієнту, рівного 4%. Відомо, що при коефіцієнті К2u, рівному 4 %, термін служби асинхронного двигуна скорочується удвічі через перегрів та розтріскування ізоляції провідників обмоток двигуна. Аналогічний ефект спостерігаємо: при від'ємних відхиленнях напруг, які більші за абсолютною величиною 10 %; при спотворенні синусоїдності напруг вище 8 %; при значному зростанні значення напруги нульової послідовності до 2 %-4 %, при частому відімкненні незначних струмів короткого замикання і т.і. Всі ці збурення якості ЕЕ створюють незначні пошкодження ізоляції обмоток та пластин конденсаторів, збільшують нагрівання, пошкоджують покриття, збільшують 14 UA 106730 C2 5 10 електроерозійні руйнування контактів комутаційної апаратури та іншого електротехнічного обладнання. З часом такі пошкодження накопичуються і апаратура виходить з ладу навіть при допустимих характеристиках напруги. Таку дію погіршення якості ЕЕ називають кумулятивною. Кумулятивна дія погіршення якості ЕЕ також має дві причини виникнення: перша - недопустимі збільшення або зменшення напруги постачальником, друга - недопустиме збільшення споживання електроенергії споживачем. Збитки споживача від кумулятивної (накопичувальної) дії погіршення якості ЕЕ у даному способі визначають за генерацією постачальником шкідливої ЕЕ, а саме - енергії притічної потужності Wпр(E), вираженої у кВА*год. Ця енергія рівна сумі добутків прирощень притічної складової потужності спотворень Δδπρ(κ) на проміжок часу між сусідніми вибірками АЦП або на тривалість періоду основної частоти за вибраний проміжок часу tk t  tk Wпр     Sпрк   t 2  t1 (33) t 0 15 де к - порядковий номер вибірки АЦП або періоду основної частоти. Відповідальність за кумулятивну (довгочасну, накопичувальну) провину споживача перед постачальником та/або сусідніми споживачами за генерацію шкідливої ЕЕ, виражену у кВА*год., встановлюють за величиною енергії стічної потужності Wст.(), яку визначають як суму добутків прирощень стічної складової потужності спотворень Sст.(k) на проміжок часу між сусідніми вибірками АЦП або на тривалість періоду основної частоти за вибраний проміжок часу tk t  tk Wст     Sстк   t 2  t1 (34) t 0 20 25 30 35 40 45 50 55 t=o У способі вимірювання видів електричної енергії місце розташування джерел виникнення спотворення електричної енергії оцінюється за величиною притічних Sпр.(к) та стічних Sст.(к) потужностей шкідливої ЕЕ. Пояснимо операції, на основі яких виконують розклад повного прирощення потужності S шкідливої ЕЕ на притічну Sпр.(к) та стічну Sст.(к) складові. Розглянемо варіант визначення відповідальності споживача та постачальника при високих швидкостях вибірок АЦП, які застосовуються при появі перехідних напруг, імпульсів напруги, відхилень напруги, посадок і т.і. . У цьому випадку із АЦП в обчислювальний блок через рівні проміжки часу між вибірками надходять дані напруг u(к) та струмів і(к). Розглянемо операції у одній фазі трифазної системи. У цьому випадку місце розташування джерел виникнення спотворення ЕЕ встановлюють на проміжку між вибірками АЦП. За час між двома вибірками АЦП АЕР вимірює напругу та струм к-ої та к+1-шої вибірки, тобто u(к) та і(к) на початку проміжку та u(к+1) та і(к+1) в кінці проміжку між вибірками. На фіг.8 напруга та струм на початку проміжку між вибірками зображені точкою 20 з координатами U1 та 11, а точкою 24 визначені координати, тобто напруга U2 та струм 12 у кінці проміжку між вибірками. Реальне прирощення потужності S(U1,I1;U2,I2), яке показане у декартовій системі координат умовно вектором між точками 20 та 24 і про яке йшлося вище, замінимо ламаною лінією, яка складається з відрізків 20-21, 21-23 та 23-24 (фіг.8). Прирощення потужності S(U1,I1;U2,I2) назване повним і з метою скорочення назви позначимо як S. Повне прощення S рівне: S=u2*i2-U1*I1, (35) Розкладемо повне прирощення потужності S на притічну Sпр. та стічну Sст. складові. Для цього визначимо координати точок 21 та 23 (фіг.8). До координат точок 21 та 23 добавимо індекс х з метою виділення невідомих. Координати точки 21: U1x; Uх; координати точки 23: U2x; І2х. Для визначення невідомих U1x, Uх, U2x та І2х при розкладі потужностей на стічні та притічні складові укладемо розрахункові рівняння. Нагадаємо, що шкідлива ЕЕ характеризується нульовими активними та реактивними потужностями (енергіями), а притічна енергія характеризується ідеальним еталоном опору Ze навантаження споживача (ZH=const). Прирощення потужності між точками 20 та 21 рівне нульові: U1x*I1x=U1 *І1 (36) Прирощення потужності між точками 23 та 24 також рівне нулю: U2x * І2х = U2 * I2 (37) Через те, що при розкладі S на стічні та притічні складові потужності на відрізках 20-21 та 23-24 дорівнюють нулеві, то прирощення загальної потужності між точками 23 та 21 рівне S: 2 2 (U2x) /Ze - (U1x) /Ze = S (38) Потужності у точках 20 та 21 однакові за умовою припису, вказаного вище. 2 (U1x) /Ze= U1 *І1 39). Потужності у точках 23 та 24 також однакові за умовою припису, вказаного вище. 15 UA 106730 C2 2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 (U2x) /Ze= U2*I2 (40). Вирази (36)-(40) є системою п'яти рівнянь з п'ятьма невідомими. Розв'язок системи чотирьох рівнянь дає: 1/2 U1x = (U1 *I1*Ze) ; (41) 1/2 U2x = (U2 *I2*Ze) ; (42) 1/2 I1x = (U1 *I1/Ze) ; (43) 1/2 I2x = (U2 *I2/Ze) ; (44) Для скорочення викладу пояснень тут і далі опір Ze частини навантаження споживача, який не погіршує якість ЕЕ, назвемо ідеальним. У кожне з рівнянь (41)-(44) входить значення опору Ze ідеального приймача. За Ze може бути прийняте середньоарифметичне, середньоквадратичне, або інше значення із опорів на проміжку 20-24 (фіг. 8) про що мова йшла раніше. Дослідження середніх арифметичних та квадратичних значень ідеального опору Ze показує, що при вимірюванні напруг та струмів за допомогою аналізатора електричних режимів -7 (АЕР) похибка вимірювання складає: від 1,25*10 % при частоті вибірок 10000 на період до 33 1,25*10 % при частоті вибірок 100 на період основної частоти напруги мережі. Навіть при 10 вибірках на період основної частоти похибки не перевищують 0,11%. Отже всі види осереднення опору ідеального опору Ze придатні для використання у сучасних АЕР. При цьому -4 максимальна похибка через осереднення не перевищує 1,25*10 %. З врахуванням останнього за Ze приймаємо його середньоарифметичне значення напруги та струму початку та кінця одиничного інтервалу вибірки. Ze = Ze(cep. арифм.) = (U1 + U2)/(I1 + І2) (45) Після підстановки (45) у (41)-(44) одержимо 1/2 U1x = ((U1 * I1* (U1 +U2))/(I1 +I2)) ; (46) 1/2 U2x =((U2*I2*(U1 +U2)/(I1 + І2)) ; (47) 1/2 I1х = ((U1 * І1*(І1 + I2))/(U1 + U2)) (48) 1/2 I2x = (U2 * I2*(I1 + I2))/(U1 + U2)) (49) З врахуванням виразів (46)-(49) розкладаємо загальне значення прирощення потужності S(2), індекс «2» якої вказує на розрахунок після другої вибірки, на прирощення притічної Sпр.(2) та стічної Sст.(2) складових (кВА) Sпр(2) = U2*l2-U1*l1; (50) При розрахунку стічної Sст(к) складової враховуємо коливний характер цієї складової шляхом ділення рівних частин з протилежними знаками навпіл (кВА). Sст(2) =(U1*(I1X-I1)-I1*(U1X-U1))/2 + (U2X*(I2-I2X)-I2*(U2-U2X))/2 (51) Наступним кроком є розклад загального прирощення AU напруги між точками 20 та 24, яке рівне різниці U= U2 - U1 (52) на стічні та притічні складові. Загальне прирощення напруги між точками 20 та 24 розкладають на притічну uпр. та стічну uст. складові: Ucт. = (U1X - U1) + (U2 - U2X); (53) Uпр. = U2x - U1x (54) У розглянутому випадку прирощення притічних складових потужності Sпр. шкідливої ЕЕ та напруги Uпр мають взаємозв'язані додатні значення: прирощення стічних складових потужності Sст. шкідливої ЕЕ та напруги Uст. мають протилежні знаки. Це означає, що у проміжку часу між першою та другою вибірками відбулось збільшення напруги у споживача на величину Uпр., за що провина і відповідальність покладається на постачальника. Притічна складова Uпр. прирощення напруги наносить збитки споживачу релейного (миттєвого) характеру, наприклад пробій або вихід з ладу напівпровідникових приладів. Одночасно зі збільшенням напруги у мережі відбулось зменшення напруги за рахунок стічної складової Uст . Зменшення напруги живлення у мережі на величину стічної складової Uст. було перекрите (компенсоване) збільшенням притічної складової Uпр. Незважаючи на це, даний спосіб має, як видно, можливість виявити неявні (приховані) стічні та притічні прирощення напруги у проміжку між вибірками або періодами основної частоти, а також вказувати на них і враховувати їх. У часткових випадках початкова 20 та кінцева 24 точки прирощення можуть розміщуватись на прямій лінії відрізку 0-23. У цьому випадку стічна складова Uст. прирощення напруги та стічна складова Sст. прирощення потужності шкідливої ЕЕ дорівнюють нулеві (Uст. =0 та Sст. = 0), причому відповідальність за погіршення якості ЕЕ лягає лише на постачальника, а відповідальність споживача - відсутня. В іншому частковому випадку початкова 20 та кінцева 24 точки прирощення можуть розміщуватись на прямих лініях відрізків 20-21 або 23-24 (або їх продовженнях). У такому 16 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 випадку притічна складова Uпр. прирощення напруги та притічна складова Sпр. прирощення потужності шкідливої ЕЕ дорівнюють нулеві (Uпр = 0 та Sпр=0). При цьому відповідальність постачальника за погіршення якості ЕЕ відсутня, а вся провина за погіршення якості ЕЕ лягає на споживача. При визначенні місця розташування джерел виникнення спотворення електричної енергії при кумулятивній дії шкідливої ЕЕ обчислюють енергії притічної \Λ/πρ(Σ) та стічної W CT(Z) складових потужностей шкідливої ЕЕ, причому у виразах (33) та (34) сум враховуються лише модулі (тобто абсолютні величини) прирощень потужностей, а саме - |Sпр.| та |Sст|. Виміряні величини (принаймні шість величин) повного прирощення S потужності і його притічної Sпр. та стічної Sст. складових, а також повного прирощення u напруги і її притічної uпр. та стічної uст. складових далі використовуються двома шляхами: перший - для виявлення моментів, величин та тривалості погіршення якості електричних напруг, їх запам'ятовування і оперативної передачі результатів цього виявлення постачальнику та споживачу; другий - для накопичення інтегральних (сумарних) значень притічних Sпр. та стічних Sст. складових, помножених на проміжок часу між вибірками АЦП або між періодами основної частоти. Нагадаємо, що перший шлях пов'язаний з виявленням джерел погіршення якості ЕЕ, які генерують короткочасні викиди шкідливої ЕЕ релейного (короткочасного) характеру, а другий шлях пов'язаний з накопиченням шкідливої ЕЕ, які незначно перевищують норми стандартів на якість напруг, але накопичують свою шкідливу дію. Джерела шкідливої ЕЕ кумулятивного (довгочасного) характеру погіршення якості ЕЕ також підлягають виявленню, а об'єм нанесеної шкоди визначається величиною сумарної стічної складової шкідливої ЕЕ. Розглянемо порядок дій першого шляху. Для кожної з принаймні шести вказаних вище величин будують осцилограми від часу для виявлення назви сторони відповідальності, причин та об'єму відповідальності. Для аналізу попередніх результатів указані осцилограми суміщають за часом для співставлення електричних процесів у пункті приєднання споживача до трифазної мережі постачальника, до якої можуть бути приєднані ще десятки або сотні інших споживачів (фіг. 9). Нагадаємо, що у трифазній мережі постачальника безперервно проходять зміни струмів та напруг, посадок, перехідних процесів, зміни параметрів несиметрії та несинусоїдності, відхилення напруг. У мережі також виникають процеси, пов'язані з глухими короткими замиканнями на землю та між фазами, а також з локальними короткими замиканнями, пов'язаними з перегоранням плавких вставок. Відключення активно-індуктивних навантажень та ввімкнення конденсаторних батарей супроводжуються генерацією додатних та від'ємних імпульсів напруги відповідно. Значно рідше у мережі виникають імпульси напруг та струмів, обумовлені прямим або наведеним розрядами блискавки. Отже живильна мережа знаходиться у стані постійних змін напруг та струмів. За таких умов аналіз можливий при високій швидкодії АЕР (аналізатора електричних процесів) та високому ступені його автоматизації. При аналізі встановлюють допустимі пороги: незначних збурень напруги; пороги допустимих та критично допустимих значень показників якості напруг; пороги початку вимірювання імпульсів, коливань, перехідних процесів, величин миттєвих значень напруг та струмів. Це означає, що кожне виміряне миттєве значення характеристик напруги та потужності порівнюються з величинами їх «порогів» (допустимих значень), приписаних нормами стандартів. Якщо величини напруги та/або потужності (струму) менші величини порогу, то вимірювання параметрів якості ЕЕ може не відбутися. Якщо величини виміряних значень показників якості ЕЕ не перевищують значень, приписаних вимогою (порогом, допуском) стандартів, то виміряні значення напруг та струмів заносяться у оперативну пам'ять для можливого використання для фіксації електромагнітних процесів, які передували істотному збуренню режиму електроспоживання або електропостачання. Якщо ж очікувані наступні збурення не відбулись за регламентований час, наприклад, за 50 мс, то записані в оперативну пам'ять попередні неістотні події стираються з оперативної пам'яті і не заносяться у постійну пам'ять. На прикладі вимірювання перехідних процесів покажемо процес побудови осцилограм параметрів якості напруги та потужності. З врахуванням вище наведеного початок вимірювання починають з моменту перевищення виміряної напруги u порогового значення напруги (и), після чого починають запис в оперативну пам'ять значень величин u(к) та і(к), а також прирощень їх значень u(к) та і(к) (фіг. 9,г). За описаними вище математичними виразами обчислюють повне прирощення потужності шкідливої ЕЕ AS, яке розкладають на притічні Sпр. та стічні Sст. складові. Далі розкладають повне прирощення напруги u(к) на притічну uпр(к) та стічну uст(к) складові. Одержані значення прирощень записують в оперативну пам'ять і на їх основі будують комплект осцилограм перехідного процесу в електронній формі (фіг. 9). При виявленні істотних змін режиму електропостачання або електроспоживання комплект осцилограм 17 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 перехідного процесу записують у постійну пам'ять для подальшого виводу одержаної інформації на паперові або електронні носії. На фіг. 9,а-е співставлені по часу осцилограми загальних прирощень напруги та потужності (фіг. 9,г та фіг. 9,а), а також осцилограми притічних та стічних складових напруги та потужності (фіг. 9,д та фіг. 9,е, а також фіг. 9,б та фіг. 9,в відповідно). На цих осцилограмах показані три характерні випадки (прирощення, фрагменти) 1, 2 та 3, які пояснюють фізичний зміст процесів, які аналізуються. У прирощенні 1 осцилограми АЕР виявив істотне відхилення напруги u(1) =F(t) (фіг. 9,г) та/або істотне генерування повного прирощення потужності S(1)=F(t). Факт такого виявлення є сигналом для обчислень S(1)=F(t) (фіг. 9,a), Sпр.(1)=F(t) (фіг. 9,6), Scт.(1)=F(t) (фіг. 9,в), uпр.(1)=F(t) (фіг. 9,д) та uст.(1)=F(t) (фіг. 9,е). В результаті аналізу прирощення (фрагмента) u(1)=F(t) встановлено, що притічна складова Sпр.(1)=0 (фіг. 9,6). Це означає, що зміна характеристики (параметра) напруги u(1)=F(t) відбулась без зміни притоку шкідливої ЕЕ із зовні (без вини постачальника), через що притічна складова зміни напруги теж дорівнює нулеві (uпр(1)=0 (фіг. 9,д)) і, навпаки, зміна характеристики (параметра) напруги u(1) F(t) відбулась виключно за рахунок зміни стічної складової Sст(1)=F(t) з вини споживача, який за час прирощення (фрагмента) зменшив величину навантаження на мережу у пункті його приєднання, що викликало зміну напруги. Отже спосіб дав можливість встановити місце знаходження джерела прирощення u(1)=F(t) та наймення відповідального за виникнення прирощення (споживача) та встановити об'єм нанесеної шкоди (SCT(1) (фіг.9,В)). У прирощенні 2 осцилограми АЕР виявив істотне відхилення напруги u(2) =F(t) (фіг.9,г). Факт такого виявлення став сигналом для обчислень S(2)=F(t) (фіг. 9,а), Sпр.(2)=F(t) (фіг. 9,6), Sст.(2)=F(t) (фіг. 9,в), uпр.(2)=F(t) (фіг .9,д) та uст.(2)=F(t) (фіг. 9,е). Прирощення потужності S(2)=F(t) було розкладено на дві складові (найпоширеніший випадок): через виникнення потужностей Sпр.(2)=F(t) та Sст.(2)=F(t) і через виникнення напруги u(2)=F(t) остання також була розкладена на дві складові uпр.(2)=F(t) та uст.(2)=F(t) (фіг. 9,д, фіг. 9,є). Аналіз співпадінь показав, що зміна характеристики (параметра, показника) напруги u(2)=F(t) відбулась за рахунок двох причин: зміни притоку енергії іззовні (з вини постачальника за генерацію потужності Sпр(2)=F(t)) та з вини споживача за генерацію потужності Sст(2)=F(t). Відповідно до величин Sпр.(2)=F(t)) та Sст.(2)=F(t)) відбувся розклад характеристики напруги u(2) =F(t) на притічну uпр.(2)=F(t) та стічну uст.(2)=F(t) складові. Відповідальність постачальника за релейний характер погіршення якості напруги оцінюється величиною притічної складової uпр.(2)=F(t), а відповідальність споживача за релейний характер погіршення якості напруги оцінюється величиною стічної складової uст.(2)=F(t). Відповідальність постачальника за кумулятивний характер погіршення якості напруги оцінюється величиною притічної складової енергії Wпр.(Σ), а відповідальність споживача за кумулятивний характер погіршення якості напруги оцінюється величиною стічної складової енергії Wcт.(E). Отже у загальному випадку АЕР має можливість встановити два джерела виникнення шкідливої ЕЕ, перший - у споживача, а другий - у постачальника. У прирощенні 3 осцилограми АЕР виявив істотне відхилення напруги u(3)=F(t) (фіг. 9,г). Факт такого виявлення є сигналом для обчислень S(3)=F(t) (фіг.9,а), Sпр.(3)=F(t) (фіг. 9,6), Scт.(3)=F(t) (фіг. 9,в), uпр.(3)=F(t) (фіг. 9,д) та uст.(3)=F(t) (фіг. 9,е). В результаті аналізу прирощення u(3)=F(t) встановлено, що стічна складова Sст.(3) дорівнює нулю (фіг. 9,в). Це означає, що зміна характеристики (параметра) напруги u(3)=F(t) відбулась лише за рахунок зміни притоку енергії іззовні (з вини постачальника) (фіг. 9,д)) і, навпаки, зміна характеристики (параметра) напруги u(3)=F(t) відбулась не за рахунок зміни стічної складової Sст.(3)=0 споживача. У фрагменті 3 вини споживача не виявлено. Отже спосіб дав можливість встановити джерело прирощення u(3)=F(t) та відповідальності, наймення якого «постачальник», винного за виникнення зміни напруги uпр.(3)=u як релейної характеристики збитку та встановити об'єм його відповідальності кумулятивного характеру у вигляді Sпр.(3) =F(t) (фіг.9,6). Даний спосіб дає можливість виявити «приховану» відповідальність сторін за погіршення якості енергії у випадках, коли прирощення напруги u(4)=0, S(4)0 (на фігурах не показано). У такому випадку u(4) = uпр.(4) + uст.(4) = 0. Це означає, що падіння напруги живлення, яке сталось за рахунок збільшення потужності навантаження споживача (вина споживача), було компенсоване за рахунок збільшення напруги мережі з вини постачальника. Розклад S(4) на Sпр.(4) та Sст.(4) дає можливість визначити uпр.(4) та uст.(4), які мають однакову величину (модуль) але протилежні за знаком. 18 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 До характеристик (показників) якості напруги та u належать: усталене відхилення напруг, час осереднення якого дорівнює 20 с; розмах зміни напруг; посадка напруги; провал напруги до 90 % і більше, перерва живлення; перехідні процеси напруги, високочастотні складові напруги, імпульсні напруги, коефіцієнти несиметрії напруг за зворотною та нульовою послідовностями, коефіцієнти гармонічних складових від другої до сорокової включно. При розкладі кожної з цих характеристик на стічні та притічні складові застосовують три види опорів навантажень (1)-(3), які не погіршують якість ЕЕ: при встановленні відповідальності за несиметрію напруг та струмів (1), за несинусоїдність напруг та струмів (2) та за нестабільність напруг та струмів (3). У способі вимірюють тривалість відхилення напруги споживача у кожній фазі на кожному проміжку часу між сусідніми вибірками, порівнюють величину та тривалість відхилення напруги у кожній фазі мережі з нормами стандартів, наприклад, ГОСТ 13109-97 або EN 50160-94. При застосуванні способу неперервно вимірюють частоту напруги основної гармоніки. Вимірювання частоти системи трифазних напруг починають при довільних фазах напруг трифазної мережі, причому АЦП вводять у мультиплексний режим, зменшені у певному масштабі фазні напруги подають на суматор, обчислюють за допомогою суматора суму вибірок трьох фазних напруг, суму вибірок фазних напруг обчислюють у порядку нумерації вибірок і у порядку чергування фаз, а частоту f основної гармоніки напруги мережі визначають як обернену величину проміжку часу між початком роботи суматора та першим мінімумом вихідної суми суматора, при цьому момент мінімуму вихідної суми суматора є моментом часу, який обмежує період Τ основної частоти, а період Τ дорівнює добутку кінцевої кількості вибірок кк без одного на часовий проміжок між попередньою та наступною вибірками (t2 -t1) АЦП, при цьому кількість вибірок виражається цілим числом. Частоту вибірок АЦП приймають максимально можливою. Уточнення величини частоти виконують шляхом інтерполяції залежності суми суматора за допомогою трьох вибірок суматора, які мають найменші значення і знаходяться в області першого мінімуму вихідної суми суматора, при цьому кількість вибірок виражається дробовим (не цілим) числом. Для цього у кінці першого періоду основної частоти на основі трьох вибірок суматора, які мають найменші значення u(к-1), u(к) та u(к+1) і знаходяться в області першого мінімуму вихідної суми суматора, обчислюють коефіцієнти а1 та в1 квадратного двочлена 2 У = а1*К + в1*К, (55) де а1 та в1 - постійні величини виразу (13), які є рівні а1 = (U(к-1) - 2U(к) + U(к+1))/2 (56) в1 =(u(к+1) - u(к+1))/2 ,(57) далі обчислюють дробове число порядкового номера вибірки К1, яке відповідає мінімуму квадратного двочлена (У = мін), К1 =к-в1/(2а1) (58) а частоту основної гармоніки напруги мережі обчислюють як зворотну величину добутку дробового числа К1 без одного на проміжок часу між вибірками (t2 -11) f(1) = 1/T = 1/((к1-1)*(t2-t1)) (59) У кінці другого періоду основної частоти і подальших періодах на основі трьох вибірок суматора, які мають найменші значення і знаходяться в області другого мінімуму вихідної суми суматора, аналогічно обчислюють коефіцієнти а2 та в2 другого квадратного двочлена 2 У = а2*К + в2*К (60) і обчислюють дробове число К2, яке відповідає другому мінімуму квадратного двочлена (У2=min), а більш уточнену частоту основної частоти напруги мережі обчислюють як зворотну величину добутку проміжку часу між вибірками (t2 - t1) на різницю дробових чисел К2 - К1 f(2) = 1/Т = 1 /((к2-к1)*(t2-t1)) (61) Час осереднення toe приймають у межах від 0,02с до 60с, а осереднену частоту fc визначають як обернене значення осередненого періоду Тс. i N fc  1 / Tc  (1 / N)  f (к ) , (62) i 1 50 55 де: N - кількість обчислених значень частоти за час осереднення toe, причому кожне з обчислених значень частоти має порядковий номер к. При вимірюванні імпульсів напруги застосовують два способи. Перший з них пов'язаний з виділенням імпульсу методом віднімання синтезованої кривої напруги від виміряного значення, для чого за даними частоти основної гармоніки синтезують криві трьох синусоїдних функції від часу зі зсувом на кути 0, 2/3 та 4/3 протягом, не меншим 4/3 періоду основної частоти, стандартні вибірки яких заносять у базу даних аналізатора електричних режимів (АЕР), точки переходу кожної фазної напруги мережі через нульове значення синфазують (скріплюють, 19 UA 106730 C2 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 зв'язують) з початком вибірки однієї з синтезованої кривої напруги, обчислюють різницю виміряного значення напруги и(к) із значенням напруги синтезованої кривої u(к)синт., u(t)імп. = u(к) - u(к)синт. (63) а за даними указаної різниці u(t)імп. і вимог ГОСТ 13109-97 визначають амплітудне значення та тривалість імпульсу напруги на рівні 0,5 амплітудного значення, після чого будують відповідні осцилограми. За другим способом при настанні умови 1/2 U(К1)>1,1*(2) *Uном. (64) починають запам'ятовувати значення та порядкові номери вибірок u(к) напруги мережі, а при настанні умови 1/2 U(К2)