THD Målinger, krav og utførelse

Forskrifter og normer Hav og Sjøfart
1

Jobber ombord på en flytende enhet i Nord-sjøen hvor vi har diskusjoner angående THD målinger.

Anlegget vår inkluderer 6,6kV/ 690V/ 400/ 230V med totalt flere "hovedtavler" og masse underfordelinger.

De store spørsmålene er:

Hvor må målingene utføres? Er det nok med en måling pr "trafokrets" ( f eks om en 400V hoved tavle har 3 underfordelinger tilkoblet, er det OK med en måling i hovedtavlen eller må en også ta måling i alle 3 underfordelingene)?

Er det noe krav i forskrifter angående intervall på slike målinger?

Har dere noen kurs som er relatert til dette?

:-)

2

Flott spørsmål — godt at dere tar THD (harmonisk forvrengning) seriøst offshore. Jeg svarer kort og praktisk: hvor det er mest hensiktsmessig å måle, hvilke standarder som gjelder, og hva som er vanlig praksis for måle-intervaller.

Hvor må målingene utføres?

  1. Mål ved Point of Common Coupling (PCC) — det primære stedet for vurdering av spennings-THD er ved PCC mellom forsyningssiden (transformator / hovedfordeling) og «brukersiden». For en transformator/krets er dette ofte sekundærsiden (400 V-bussen) eller hovedtavla som representerer hele trafokretsen. IEEE/EN/IEC-prinsipper setter ofte grenseverdier og vurderinger relatert til PCC. SiemensElspec

  2. Mål ved hovedtavle + lokale underfordelinger når nødvendig — én måling i hovedtavlen kan være tilstrekkelig for å vurdere total THD på den aktuelle trafokretsen hvis alle store ikke-lineære laster (VFDer, UPS, store kraftelektronikk-enheter) er fordelt «jevnt» og det ikke forekommer sterke lokale kilder eller resonanser. Men hvis det finnes større/konfigurerte ikke-lineære laster i en underfordeling (eller lange kabler, filtersystemer, lokale generatorer/skip-tilkoblinger), må dere måle også i den/de underfordelingene — fordi lokale kilder og impedansendringer kan gi høyere THD lokalt enn ved hovedbussen. ABS/DNV/andre marine-veiledere anbefaler å kartlegge både sentrale busser og punkter nær store lastgrupper. ieeepcic.comEagle.org

  3. Mål ved generator/aggregat-utganger og transformator-innganger — for offshore-installasjoner hvor forsyningskilden (generatorer) kan endre seg (synkronisering, parallellkjøring, nødstrøm), er måling på generator-utgang/transformator-inngang viktig for å fange opp kilder og effekter som ikke vises lenger ute i nettet. Power and Cablesonepetro.org

  4. Continuous / overvåkingspunkter for kritiske systemer — for kritiske tavler (kontrollrom, instrumentering, PLC-forsyninger, store VFD-grupper) anbefales kontinuerlig måling/class-A PQ-logger. IEC-standarder beskriver målemetodikk og krav til instrumentklasse. fluke.comElspec

Kort oppsummert: mål ved PCC/hovedtavle for hver trafokrets, men legg til målinger i underfordelinger der store ikke-lineære laster eller driftsmessige årsaker tilsier det (stort antall VFD, lokale synkroniserings-fenomener, tidligere problemer, resonansrisiko).

Hvilke standarder gjelder for målingene?

  • IEC 61000-4-30 (Power quality measurement methods) — beskriver målemetodikk, tidsaggregering og instrumentklassifisering (Class A/B/C). Viktig når dere skal ha sammenlignbare og korrekte THD-målinger. fluke.comPower Quality Blog

  • IEC 61000-4-7 — beskriver harmonikkmålemetode (FFT osv.). Brukes sammen med 61000-4-30 ved harmonikkberegninger. Elspec

  • IEEE 519 (og nyere revisjoner) — gir anbefalte grenseverdier for spenning/current distortion på PCC og prinsipper for hvem som er ansvarlig for å holde grenser. Dette er ofte brukt som referanse i industrien. Siemens

  • Maritime/offshore-veiledere (DNV, ABS, DNV-OS etc.) — gir spesifikke krav eller anbefalinger for offshore/skip-installasjoner (f.eks. målpunkt, tillatte nivåer og testprogram ved levering). Sjekk den aktuelle DNV/operatørens kravspesifikasjon. Power and CablesEagle.org

Krav til intervall / hvor ofte måles?

  • Ingen nasjonal «én størrelse passer alle» lovfestet intervall som jeg finner — standardene (IEC/IEEE) spesifiserer hvordan målingene skal utføres og hvordan data aggregeres/rapporteres, men sier vanligvis ikke nøyaktig hvor ofte en operatør må ta en full site-måling. I praksis bestemmes målefrekvens av: kontraktskrav, selskapets driftspolicy, risiko/criticality og om dere har kontinuerlig overvåking. Elspeconepetro.org

  • Praktiske anbefalinger brukt i bransjen (vanlige praksiser):

    • Kommisjonering / leveringsmåling: utfør full harmonikk-måling ved idriftsettelse.

    • Etter større endringer: alltid måle etter installasjon av større VFD/UPS/konvertere, endring i transformatorstørrelse eller kabling.

    • Periodisk kontroll: mange operatører gjør enten årlig eller hvert 1–3 år full site-måling, avhengig av hvor kritisk installasjonen er.

    • Kontinuerlig overvåkning: for kritiske tavler anbefales kontinuerlig Class-A logging (alarmer ved overskridelser) fremfor bare periodiske spotmålinger. Dette gir raskt varsling ved nye problemer. ieeepcic.comfluke.com

Konkrete handlingsforslag for deres plattform

  1. Kartlegg alle trafokretser og identifiser PCC for hver (hvor andre systemer kobler seg på, og hvor forsyningsselskap/egen-forsyning skiller seg). Mål ved disse punktene. Elspec

  2. Merk ut underfordelinger med store ikke-lineære laster — sett ekstra målepunkter der (eller plasser en permanent logger).

  3. Bruk instrumenter som følger IEC 61000-4-30 (Class A eller etter behov) for formell dokumentasjon/komparasjon. fluke.com

  4. Etabler en måle-policy: kommisjonering + ved endring + årlig/biennal vurdering for mindre kritiske systemer + kontinuerlig overvåkning for kritiske systemer. Dette er en praktisk bransjestandard når ingen streng regel foreligger. ieeepcic.comEagle.org